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59 Distribución de las reservas de hidrocarburos 5 5 Las reservas de hidrocarburos son valores dinámicos que sufren cambios frecuentes debidos a diferentes circunstancias, entre las que destacan: las actividades exploratorias y delimitación, el desarrollo de cam- pos, el comportamiento de la presión-producción de los yacimientos, la actualización de los modelos sísmicos-geológicos y evidentemente la extracción de la producción. Las variaciones de reservas de hidrocarburos, en las categorías probadas, probables y posibles, que se observaron durante 2012, son analizadas en este capítulo, tomando en consideración que los cambios de reservas originados dentro de los rubros de ac- tividades exploratorias y delimitación, se originaron como consecuencia de la perforación de pozos ex- ploratorios y delimitadores, respectivamente, por lo que dichas variaciones son siempre positivas en el primer caso y positivas o negativas en el segundo. En cuanto al rubro de desarrollos, éste se origina precisamente por la perforación de pozos de de- sarrollo, generando en consecuencia incrementos o decrementos en las reservas de hidrocarburos. El análisis del comportamiento presión-producción de los campos o las actualizaciones de los modelos geológicos-geofísicos, generan reducciones o incre- mentos en el rubro de revisiones, incidiendo sobre los valores de reservas de hidrocarburos reportados. Finalmente, la extracción de la producción de aceite y/o gas natural inciden de manera directa sobre las estimaciones de las reservas probadas. Las evaluaciones y actualizaciones de reservas de hidrocarburos realizadas durante el año 2012, para los campos de Pemex Exploración y Producción, se ejecutaron de acuerdo a estricto apego a nor- mas internacionales. Para el caso de las reservas probadas las estimaciones se realizaron en base a las regulaciones emitidas por la Securities and Ex- change Commission (SEC), organismo que regula los mercados de valores y financieros de los Estados Unidos de América. Mientras que para las reservas probables y posibles, se han tomado como referencia los lineamientos emitidos por el Petroleum Resources Management System (PRMS), organismo que integra a la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World Petroleum Council (WPC), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petro- leum Evaluation Engineers (SPEE), ambas entidades (SEC y PRMS) son organizaciones internacionales de amplia experiencia internacional en la exploración y producción de hidrocarburos. De esta manera, en este capítulo se presenta el aná- lisis de las principales variaciones de los volúmenes originales y reservas de hidrocarburos en sus diferen- tes categorías, en un contexto regional y a nivel activo. El análisis de las variaciones de reservas se realizó para aceite, gas natural y petróleo crudo equivalen- te. Asimismo, y debido a que las incorporaciones exploratorias, en sus diferentes categorías, son una componente de las variaciones observadas durante 2012, también fueron incluidas en el análisis. 5.1 Región Marina Noreste Esta región se ubica en el Suroeste de la República Mexicana, e incluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo de México. Abarca una superficie aproximada de 189,056 kilómetros cuadrados y se localiza en aguas territoriales nacionales, frente a
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Distribución de las reservas de hidrocarburos 55
Las reservas de hidrocarburos son valores dinámicos
que sufren cambios frecuentes debidos a diferentes
circunstancias, entre las que destacan: las actividades
exploratorias y delimitación, el desarrollo de cam-
pos, el comportamiento de la presión-producción
de los yacimientos, la actualización de los modelos
sísmicos-geológicos y evidentemente la extracción
de la producción.
Las variaciones de reservas de hidrocarburos, en
las categorías probadas, probables y posibles, que
se observaron durante 2012, son analizadas en este
capítulo, tomando en consideración que los cambios
de reservas originados dentro de los rubros de ac-
tividades exploratorias y delimitación, se originaron
como consecuencia de la perforación de pozos ex-
ploratorios y delimitadores, respectivamente, por lo
que dichas variaciones son siempre positivas en el
primer caso y positivas o negativas en el segundo.
En cuanto al rubro de desarrollos, éste se origina
precisamente por la perforación de pozos de de-
sarrollo, generando en consecuencia incrementos
o decrementos en las reservas de hidrocarburos.
El análisis del comportamiento presión-producción
de los campos o las actualizaciones de los modelos
geológicos-geofísicos, generan reducciones o incre-
mentos en el rubro de revisiones, incidiendo sobre
los valores de reservas de hidrocarburos reportados.
Finalmente, la extracción de la producción de aceite
y/o gas natural inciden de manera directa sobre las
estimaciones de las reservas probadas.
Las evaluaciones y actualizaciones de reservas de
hidrocarburos realizadas durante el año 2012, para
los campos de Pemex Exploración y Producción,
se ejecutaron de acuerdo a estricto apego a nor-
mas internacionales. Para el caso de las reservas
probadas las estimaciones se realizaron en base a
las regulaciones emitidas por la Securities and Ex-
change Commission (SEC), organismo que regula
los mercados de valores y financieros de los Estados
Unidos de América. Mientras que para las reservas
probables y posibles, se han tomado como referencia
los lineamientos emitidos por el Petroleum Resources
Management System (PRMS), organismo que integra
a la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World
Petroleum Council (WPC), la American Association of
Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petro-
leum Evaluation Engineers (SPEE), ambas entidades
(SEC y PRMS) son organizaciones internacionales de
amplia experiencia internacional en la exploración y
producción de hidrocarburos.
De esta manera, en este capítulo se presenta el aná-
lisis de las principales variaciones de los volúmenes
originales y reservas de hidrocarburos en sus diferen-
tes categorías, en un contexto regional y a nivel activo.
El análisis de las variaciones de reservas se realizó
para aceite, gas natural y petróleo crudo equivalen-
te. Asimismo, y debido a que las incorporaciones
exploratorias, en sus diferentes categorías, son una
componente de las variaciones observadas durante
2012, también fueron incluidas en el análisis.
5.1 Región Marina Noreste
Esta región se ubica en el Suroeste de la República
Mexicana, e incluye parte de la plataforma continental
y el talud del Golfo de México. Abarca una superficie
aproximada de 189,056 kilómetros cuadrados y se
localiza en aguas territoriales nacionales, frente a
Distribución de las reservas de hidrocarburos
60
las costas de los estados de Campeche, Yucatán y
Quintana Roo. La figura 5.1 muestra la localización
geográfica de la región.
La Región Marina Noreste se constituye por los acti-
vos de producción Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, cuya
responsabilidad comprende la administración de los
yacimientos desde las etapas de incorporación y
reclasificación, hasta la de producción y abandono
de los campos.
Uno de los objetivos estratégicos de Petróleos Mexi-
canos es la incorporación de reservas de hidrocar-
buros con las cuales se reponen los volúmenes de
los yacimientos que se encuentran en producción.
Durante 2012, se incluyeron en la región volúmenes
adicionales de hidrocarburos por revisión del com-
portamiento de campos ya existentes, durante este
lapso, el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap se
mantuvo como el primer productor de crudo a nivel
nacional.
A la fecha de evaluación, la región administra 28
campos con reservas remanentes, siendo 14 los que
mostraron producción a lo largo del año 2012, de
ellos 9 en el Activo de Producción Cantarell y 5 del
Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap, la producción
anual de la región durante 2012 fue de 479.2 millones
de barriles de aceite y 488.2 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural, estos datos significan el
51.4 y 20.9 por ciento de la producción nacional de
aceite y gas, respectivamente. Los campos que no
se encuentran en explotación al 1 de enero de 2013
son Kambesah y Után en Cantarell y Ayatsil, Baksha,
Chapabil, Kayab, Nab, Numán, Pit, Pohp, Tekel, Tson,
Utsil y Zazil-Ha en Ku-Maloob-Zaap.
La producción promedio diaria de la Región Marina
Noreste durante 2012, fue de 1,309.2 miles de barri-
les de aceite y 1,333.9 millones de pies cúbicos de
gas natural, siendo el campo Zaap del complejo Ku-
Maloob-Zaap, el que se ubicó como el más importante
del país, al aportar 290.3 mil barriles de aceite diarios y
Figura 5.1 La Región Marina Noreste se localiza dentro de aguas territoriales nacionales frente a las costas de Cam-peche, Yucatán y Quintana Roo.
Sonora
Chihuahua
Coahuila
Durango
Oaxaca
Jalisco
Chiapas
Sinaloa
ZacatecasTamaulipas
Guerrero
MichoacánCampeche
Yucatán
Puebla
Nayarit
Veracruz
Nuevo León
Baja California
Baja California Sur
San Luis Potosi
Quintana RooMéxico
Tabasco
HidalgoGuanajuato
Querétaro
ColimaMorelos
DF Tlaxcala
Aguascalientes Región Marina Noreste
0 500Km
Golfo de México
Océano Pacífico
Las reservas de hidrocarburos de México
61
101.0 millones de pies cúbicos de gas natural diarios,
lo anterior se logró por las acciones emprendidas
para continuar con plan de desarrollo de este campo.
Asimismo, el proyecto Ku-Maloob-Zaap, continúa el
incremento de producción, derivado del desarrollo
en los campos Maloob y Zaap y la continuación del
proyecto de mantenimiento de presión de los yaci-
mientos mediante inyección de nitrógeno. Con base
en lo anterior, se prevé que durante al año 2013, la
Región Marina Noreste continuará siendo la principal
productora de aceite crudo a nivel nacional.
5.1.1 Evolución de los volúmenes originales
Las variaciones en volúmenes originales de aceite
crudo y gas natural en los últimos tres años, para la
Región Marina Noreste, en sus diferentes categorías,
se muestran en el cuadro 5.1.
Al 1 de enero de 2013, el volumen original probado
de aceite de la región corresponde a 62,941.7 millo-
nes de barriles, correspondiendo al 39.2 por ciento
del volumen nacional en dicha categoría, derivado
del desarrollo y estudios de caracterización de los
campos. A nivel de activo de producción, Cantarell
engloba la mayor parte del volumen con 37,505.9
millones de barriles de aceite, lo que significa 59.6
por ciento del total; esto implica un incremento con
relación al año anterior como resultado del desarrollo
y revisiones realizadas en los campo del activo. En lo
que respecta a Ku-Maloob-Zaap, cuenta con 25,435.8
millones de barriles de aceite, que representan 40.4
por ciento remanente, el aumento en el volumen con
respecto a 2012, se explica por el desarrollo de los
campos Ku, Maloob, Zaap y actualización de los mo-
delos geológico-petrofísico. Para el volumen original
probable de aceite éste alcanzó 6,064.2 millones de
barriles, que representan 11.7 por ciento del total na-
cional, en esta categoría, lo que significa un aumento
con respecto al año anterior. El Activo de Producción
Ku-Maloob-Zaap posee 5,316.7 millones de barriles,
equivalentes a 87.7 por ciento de la región; el Activo
de Producción Cantarell reporta 747.5 millones de
barriles, equivalente al 12.3 por ciento restante. En
cuanto al volumen original posible de aceite, éste pre-
sentó un aumento con respecto a 2012, ubicándose
en 8,842.9 millones de barriles, que equivalen a 17.4
por ciento del volumen nacional, resultado de la revi-
sión del modelo geológico-petrofísico de los campos
Tekel y Pit. El Activo de Producción Cantarell contiene
547.8 millones de barriles en sus campos y el Activo
de Producción Ku-Maloob-Zaap concentra
8,295.1 millones de barriles de crudo.
El volumen original probado de gas natu-
ral de la Región Marina Noreste registró
25,621.5 miles de millones de pies cúbicos
al 1 de enero de 2013, el valor corresponde
con el 13.1 por ciento del total nacional, se
tiene un incremento al compararse con lo
reportado en el ejercicio anterior, asociado
al desarrollo en los campos Maloob y Zaap
y la actualización de su modelo geológico-
petrofísico. Es el Activo de Producción
Cantarell el que contribuye con 17,651.9
miles de millones de pies cúbicos que se
manifiestan como el 68.9 por ciento del
volumen, mientras que la aportación del
Cuadro 5.1 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Marina Noreste.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2011 Total 73,483.2 27,462.5 Probado 60,014.7 24,847.9 Probable 5,556.2 1,036.2 Posible 7,912.3 1,578.4
2012 Total 76,769.1 27,939.4 Probado 62,203.2 25,603.5 Probable 5,739.8 973.1 Posible 8,826.2 1,362.8
2013 Total 77,848.8 28,178.5 Probado 62,941.7 25,621.5 Probable 6,064.2 1,107.4 Posible 8,842.9 1,449.6
Distribución de las reservas de hidrocarburos
62
Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap es 7,969.6
miles de millones de pies cúbicos, equivalentes a 31.1
por ciento restante.
En la categoría de reserva probable, el volumen
original de gas natural, asciende a 1,107.4 miles
de millones de pies, observándose un incremento
respecto a lo reportado en 2012. De éste volumen
la mayor parte, 70.1 por ciento, pertenece al Activo
de Producción Ku-Maloob-Zaap y el 29.9 por ciento
restante al Activo de Producción Cantarell. Mientras
que el volumen original posible de gas natural, tam-
bién aumentó, siendo de 1,449.6 miles de millones
de pies cúbicos de gas al 1 de enero de 2013, donde
el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap contiene
79.1 por ciento del volumen, mientras que Cantarell
contribuye con el 20.9 por ciento complementario.
5.1.2 Evolución de las reservas
El comportamiento que han tenido las reservas re-
manentes de aceite crudo y gas natural durante los
años 2010, 2011 y 2012, se aprecian en las figuras 5.2
y 5.3. Al 1 de enero de 2013, las reservas totales 3P
de la Región Marina Noreste son 11,540.5 millones de
barriles de aceite crudo y 4,436.2 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural, equivalentes al 37.4 y 7.0
por ciento del total nacional, respectivamente.
De la evaluación de reservas 2P, éstas alcanzan 8,523.9
millones de barriles de aceite crudo y 3,782.3 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural, corres-
pondientes al 46.0 y 10.8 por ciento de las reservas
2P del país, respectivamente. El cuadro 5.2 presenta
la constitución de las reservas 1P, 2P y 3P de aceite y
gas natural, a nivel activo.
El valor de reserva probada de aceite, al 1 de enero de
2013 es de 5,539.2 millones de barriles y representa
55.0 por ciento de la reserva probada total nacional;
mientras que, para el gas natural, en la misma cate-
goría de reserva, el dato es 2,823.9 miles de millones
de pies cúbicos, equivalentes al 16.5 por ciento de las
reservas probadas de gas a nivel nacional. Las reser-
vas probables y posibles de aceite se han estimado
en 2,984.7 y 3,016.7 millones de barriles, cifras que
representan 35.3 y 24.6 por ciento, de las reservas
nacionales en estas categorías, con base en los valo-
res anteriores, las reservas 2P y 3P alcanzan 8,523.9
y 11,540.5 millones de barriles.
Las reservas probable y posible de gas natural, su-
man 958.4 y 653.9 miles de millones de pies cúbicos,
que equivalen al 5.4 y 2.3 por ciento, de las reservas
nacionales de gas en estas categorías respectivamen-
te, por lo anterior, el cálculo de reservas 2P y 3P, se
determina en 3,782.3 y 4,436.2 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural.
Probada
Probable
Posible
mmb
2011 2012 2013
5,682.2 5,528.0 5,539.2
2,927.6 2,999.7 2,984.7
2,560.5 3,067.6 3,016.7
11,170.3 11,595.3 11,540.5
Figura 5.2 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Ma-rina Noreste en los últimos tres años.
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2011 2012 2013
3,083.2 2,848.7 2,823.9
825.1 942.7 958.4
848.8647.2 653.9
4,757.14,438.6 4,436.2
Figura 5.3 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Noreste en los últimos tres años.
Las reservas de hidrocarburos de México
63
Al 1 de enero de 2013, las reservas probadas desarro-
lladas y no desarrolladas de la región registran valores
de 4,487.6 y 1,051.5 millones de barriles de aceite,
mientras que para el gas natural se tienen 2,431.9 y
392.0 miles de millones de pies cúbicos, respectiva-
mente. Por otra parte, considerando la densidad del
crudo, las reservas probadas de aceite crudo pueden
dividirse de la manera siguientes, 5,445.9 millones de
barriles de aceite pesado, equivalentes a un 98.3 por
ciento de la reserva, mientras que el 1.7 por ciento
restante del total probado de la región, se compone
por 93.2 millones de aceite ligero.
Para la reserva probada de gas natural de la región, se
tienen 2,823.9 miles de millones de pies cúbicos, las
cuales se componen en gas asociado y no asociado,
siendo 2,809.7 miles de millones de pies cúbicos el
volumen asociado, que representan 99.5 por ciento
de la reserva y 14.2 miles de millones de pies cúbicos
al no asociado, equivalente a 0.5 por ciento del total
probado de la región.
Aceite crudo y gas natural
Al 1 de enero de 2013, la reserva probada de aceite
en la Región Marina Noreste es de 5,539.2 millones de
barriles, la mayor parte de este volumen se concen-
tra en el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap con
3,486.0 millones de barriles, equivalentes a 62.9 por
ciento regional, en tanto que, el Activo de Producción
Cantarell registra 2,053.2 millones de barriles que
representan el 37.1 por ciento restante.
La reserva probada de aceite al 1 de enero de 2013,
registra un incremento de 490.3 millones de barriles
con respecto al año anterior. Este se debe a la reclasi-
ficación de reservas probables a probadas ocasionada
por la perforación de pozos de desarrollo en los cam-
pos Maloob, Zaap y Sihil y el mejor comportamiento
presión-producción en el campo Ku; las variaciones
en estos campos, suman 475.9 millones de barriles
de aceite. Durante este periodo no se tuvieron reduc-
ciones significativas en los volúmenes de reservas,
motivadas por revisiones al comportamiento diná-
mico de los campos. Los campos Akal, Maloob y
Zaap concentran el mayor porcentaje de reserva de
la región, al acumular 3,844.1 millones de barriles,
los cuales representan el 69.4 por ciento de reserva
probada de aceite de la región.
La reserva probada de gas natural a nivel regional,
reporta un incremento neto de 463.4 miles de millones
de pies cúbicos con respecto al periodo anterior. La
variación se atribuye a la revisión del comportamiento
Cuadro 5.2 Composición de las reservas por activo de la Región Marina Noreste.
Aceite Gas natural
Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 5,445.9 93.2 0.0 2,809.7 14.2 Cantarell 1,959.9 93.2 0.0 1,313.2 14.2 Ku-Maloob-Zaap 3,486.0 0.0 0.0 1,496.5 0.0
2P 8,354.0 169.9 0.0 3,766.7 15.6 Cantarell 3,382.7 169.9 0.0 1,850.8 15.6 Ku-Maloob-Zaap 4,971.3 0.0 0.0 1,915.9 0.0
3P 11,370.7 169.9 0.0 4,378.5 57.8 Cantarell 4,872.5 169.9 0.0 2,134.8 57.8 Ku-Maloob-Zaap 6,498.1 0.0 0.0 2,243.6 0.0
Distribución de las reservas de hidrocarburos
64
presión-producción del campo Akal y a la reclasifica-
ción de reservas probables a probadas en los campos
Sihil y Maloob. En la distribución de estas reservas
por activo, la mayor parte se encuentra en Ku-Maloob-
Zaap con el 53.0 por ciento, mientras que Cantarell
concentra el 47.0 por ciento complementario.
Por lo que respecta a la reserva probable de aceite, el
valor estimado al 1 de enero del presente año muestra
un decremento de 15.0 millones de barriles de aceite,
es decir 0.5 por ciento menos que el año anterior. En
particular se tienen incrementos en los campos Balam,
Ek y Tekel con un total de 221.1 millones de barriles
de aceite, siendo para los primeros por mejoras en
los esquemas de explotación de los campos, mien-
tras que para el tercero se debe a la revisión de los
modelos estático y dinámico. Se tienen reducciones
por 271.2 millones de barriles de aceite de los campos
Sihil, Maloob y Zaap. Para esta categoría de reservas
el Activo de Producción Cantarell reúne el 50.2 por
ciento del volumen regional.
La reserva probable de gas natural de la región al 1 de
enero de 2013, presenta un incremento de 15.7 miles
de millones de pies cúbicos en relación al 1 de enero
de 2012, situándose en 958.4 miles de millones de
pies cúbicos. La mayoría de los campos de la región
no tuvieron variaciones significativas, destacándose,
el incremento de 41.0 miles de millones de pies cúbi-
cos del campo Balam, mientras que el campo Sihil,
es el que presentó la mayor disminución con una
reducción de 44.9 miles de millones de pies cúbicos.
A nivel activo, Cantarell contiene el 56.2 por ciento y
Ku-Maloob-Zaap el 43.8 por ciento restante.
Para el caso de la reserva posible de aceite referida al 1
de enero de 2013, ésta registra una reducción de 50.9
millones de barriles de con respecto al año previo.
Los campos que muestran aumento en sus valores
de reserva son Sihil y Lum, debido a la revisión de
los factores de recuperación en las áreas asignadas
en esta categoría, dando una suma de 138.4 millones
de barriles de aceite, por otro lado, se presentaron
reducciones en las reservas de los campos Maloob y
Tekel, ocasionados por la reclasificación de reservas y
la revisión del modelo geológico, respectivamente, la
suma de las variaciones da un total de 160.0 millones
de barriles. El Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap
concentra el 50.6 por ciento de la reserva posible de
la región, mientras el Activo de Producción Cantarell
participa con el 49.4 por ciento.
Al 1 de enero de 2013, la reserva posible de gas na-
tural presenta un ligero incremento de 6.7 miles de
Cuadro 5.3 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina No reste al 1 de enero de 2013.
Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 2,823.9 2,302.4 1,851.3 Cantarell 1,327.3 1,175.8 946.8 Ku-Maloob-Zaap 1,496.5 1,126.6 904.5
Probable 958.4 757.4 608.4 Cantarell 539.1 458.1 368.1 Ku-Maloob-Zaap 419.4 299.3 240.3
Posible 653.9 467.1 383.3 Cantarell 326.2 296.3 246.2 Ku-Maloob-Zaap 327.7 170.8 137.1
Las reservas de hidrocarburos de México
65
millones de pies cúbicos respecto al periodo anterior,
situándose en 653.9 miles de millones de pies cúbi-
cos, a la fecha de evaluación. El campo con el mayor
incremento es Sihil con 34.3 miles de millones de
pies cúbicos, mientras que, Maloob y Pit redujeron
su volumen de reservas en 41.7 miles de millones de
pies cúbicos. Finalmente, el cuadro 5.3 presenta las
reservas de gas natural por activo estimadas al 1 de
enero de 2013 en sus categorías probada, probable
y posible, así como el gas entregado en planta y el
gas seco.
Petróleo crudo equivalente
La reserva probada al 1 de enero de 2013 de la Región
Marina Noreste asciende a 6,163.9 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, y corresponde al 44.4
por ciento del total nacional. Al comparar este dato
con el reportado al 1 de enero de 2012, éste registra un
incremento de 542.3 millones de barriles. Lo anterior
es resultado de la aplicación de mejores esquemas
de explotación en los campos Sihil y Maloob, en el
aspecto de las disminuciones, el campo Akal muestra
un decremento de 23.3 millones de barriles. La figura
5.4 muestra la distribución de reservas probadas por
activo, Ku-Maloob-Zaap representa el 61.8 por ciento,
en tanto Cantarell contiene el 38.2 por ciento.
Con relación a la reserva probable de petróleo cru-
do equivalente al 1 de enero de 2013, registra un
decremento de 14.2 millones de barriles, esto como
resultado de la reclasificación de reservas probables
a probadas de los campos Sihil y Maloob, por lo
tanto el valor de la reserva probable es de 3,189.4
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
lo que equivale a nivel nacional al 25.9 por ciento.
La figura 5.5 presenta la distribución de la reserva
por activo, siendo el Activo de Producción Cantarell
en donde se concentra la mayor parte del volumen
regional con 50.8 por ciento.
En la categoría de reserva posible la Región Mari-
na Noreste, cuantifica 3,137.2 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente al 1 de enero del
presente año, equivalentes al 17.1 por ciento del
total nacional. En la figura 5.6 se observa la distri-
bución de las reservas posibles de petróleo crudo
equivalente para cada uno de los activos que con-
forman la región, observándose que el Activo de
Producción Ku-Maloob-Zaap concentra la mayoría
del volumen con un 50.2 por ciento. Para la fecha
de evaluación, se tuvo una disminución del orden
de 46.1 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, generado por la reclasificación de reservas
del campo Maloob y la revisión del modelo geoló-
gico del campo Tekel, ambos campos suman una
mmbpce
CantarellKu-Maloob-Zaap
Total
3,808.5
6,163.92,355.4
Figura 5.4 Reservas probadas al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
mmbpce
Cantarell Ku-Maloob-Zaap
Total
1,569.9 3,189.4
1,619.5
Figura 5.5 Reservas probables al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
Distribución de las reservas de hidrocarburos
66
reducción de 165.9 millones de barriles de aceite
crudo equivalente, en la parte de los incrementos
los campos Sihil y Lum suman 150.6 millones de
barriles de aceite crudo equivalente, derivados de
la revisión de los factores de recuperación en las
áreas de reserva posible. Comparada con el volu-
men reportado el año anterior, la reserva total o
3P de la región presenta un incremento de 482.0
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
para situarse en 12,490.5 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2013,
concentrando 28.0 por ciento del total nacional. La
figura 5.7 presenta la constitución de la reserva 3P
a nivel regional.
Relación reserva-producción
La relación reserva probada-producción de la Re-
gión Marina Noreste es de 11.9 años considerando
como constante la producción registrada durante
2012 de 517.8 millones de barriles de petróleo cru-
do equivalente. Al realizar un ejercicio similar para
la reserva probada más probable (2P), la relación
reserva-producción asciende a 18.1 años, final-
mente para la reserva (3P) la relación mencionada
es 24.1 años.
A nivel activo, Ku-Maloob-Zaap durante el año 2012
tuvo una producción de 338.4 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, empleando este
valor, se estima una relación reserva-producción de
11.3 años; mientras que para Cantarell la relación
resulta de 13.1 años con una producción en 2012,
de 179.4 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente.
Para las otras categorías de reservas, la relación
reserva-producción probada más probable (2P)
para el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap es
de 15.9 años, mientras que para la reserva probada
más probable más posible (3P), dicha relación es
de 20.5 años. El Activo de Producción Cantarell
tiene una relación reserva-producción probada más
probable (2P) de 22.2 años. Para las reservas totales
Figura 5.7 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Noreste.
261.5 270.8
259.7243.1
Líquidos de plantaCondensado
Gas secoequivalente
Aceite
143.3 132.6
126.3248.1
526.1 546.6
525.0482.5
84.0398.1 0.0 -517.8
12,526.3 12,490.5
12,081.312,097.2
Desarrollos
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
11,595.3 11,540.511,170.311,123.6
2012 201320112010
mmbpce
CantarellKu-Maloob-Zaap
Total
1,574.5
3,137.21,562.7
Figura 5.6 Reservas posibles al 1 de enero de 2013, dis tribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
Las reservas de hidrocarburos de México
67
Cuadro 5.4 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Noreste.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2011 Total 11,170.3 126.3 259.7 525.0 12,081.3 Probada 5,682.2 85.3 172.2 343.6 6,283.4 Probable 2,927.6 22.1 45.2 89.7 3,084.6 Posible 2,560.5 18.9 42.3 91.7 2,713.3
2012 Total 11,595.3 143.3 261.5 526.1 12,526.3 Probada 5,528.0 93.2 173.6 344.6 6,139.4 Probable 2,999.7 35.4 56.6 111.8 3,203.6 Posible 3,067.6 14.6 31.3 69.8 3,183.3
2013 Total 11,540.5 132.6 270.8 546.6 12,490.5 Probada 5,539.2 90.2 178.6 355.9 6,163.9 Probable 2,984.7 28.7 59.0 117.0 3,189.4 Posible 3,016.7 13.7 33.2 73.7 3,137.2
(3P), la relación reserva-producción se incrementa
a 30.9 años.
Es importante mencionar que durante 2012, el Activo
de Producción Ku-Maloob-Zaap se colocó como el
primer productor de aceite a nivel nacional con una
producción de 924.6 miles de barriles de petróleo
crudo equivalente diarios.
Reservas por tipo de fluido
La evolución de las reservas de la Región Marina
Noreste, en función del tipo de fluido se muestra
en el cuadro 5.4, ésta comprende del 1 de enero de
2011 al 1 de enero de 2013. Se observa que la reserva
probada de 6,163.9 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, se constituye por 89.9 por ciento
de aceite crudo, 1.5 por ciento de condensado, 2.9
por ciento de líquidos de planta y 5.7 por ciento de
gas seco equivalente a líquido.
Para el caso de la reserva probable, el volumen de
3,189.4 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, se compone de 93.6 por ciento de aceite
crudo, 0.9 por ciento de condensado, 1.8 por ciento
de líquidos de planta y 3.7 por ciento de gas seco
equivalente a líquido.
La reserva posible de petróleo crudo equivalente as-
ciende a 3,137.2 millones de barriles y está distribuida
en 96.2 por ciento de aceite crudo, 0.4 por ciento de
condensado, 1.1 por ciento de líquidos de planta y 2.3
por ciento de gas seco equivalente a líquido.
5.2 Región Marina Suroeste
Dentro de los objetivos estratégicos de Petróleos
Mexicanos está la incorporación de volúmenes
de hidrocarburos que van orientados a restituir la
producción de los yacimientos existentes. Dicha
incorporación por concepto de adiciones explora-
torias, se ha concentrado de manera importante en
la Región Marina Suroeste. Estos descubrimientos
han permitido contribuir en la reposición de los hi-
drocarburos producidos en la región, y más aún, a
nivel nacional.
La región se ubica en aguas territoriales que com-
prenden la plataforma y talud continental del Golfo
Distribución de las reservas de hidrocarburos
68
de México. Su extensión cubre un área superior a
352,390 kilómetros cuadrados. En la porción Sur,
colinda con los estados de Veracruz, Tabasco y Cam-
peche, hacia el Este con la Región Marina Noreste, y
al Norte y Poniente está limitada por las aguas territo-
riales nacionales, como se aprecia en la figura 5.8.
Al 1 de enero de 2013, los activos de producción
Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de Tabasco conforman la
estructura organizacional de la Región Marina Suroes-
te. Cabe hacer mención que los esfuerzos por parte de
la organización dirigidos a investigar y desarrollar la
porción marina más allá de la isobata de 500 metros,
han sido satisfactorios en los años recientes.
Actualmente la región administra 72 campos con
reservas remanentes, 25 de los cuales registran, al
1 de enero de 2013 producción de aceite ligero y
superligero, así como gas asociado. Los campos
que se han explotado en la región representan 34.7
por ciento. De acuerdo a esta relación, existe un im-
portante potencial por desarrollar en la zona marina
perteneciente a la Región Marina Suroeste.
La producción diaria de aceite y gas natural de la
región durante el año 2012, promedió 585.5 miles de
barriles y 1,259.2 millones de pies cúbicos, es decir,
acumuló en dicho año 214.3 millones de barriles de
aceite y 460.9 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural, lo que significó aportar 23.0 y 19.7 por
ciento de la producción nacional de aceite y gas,
respectivamente.
La actividad exploratoria durante el año 2012, resultó
exitosa al descubrirse el campo Kunah, en la Cuenca
del Golfo de México Profundo resultando productor
de gas húmedo y cuya reserva 3P asciende a 379.4
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Así, las actividades de exploración y explotación se-
guirán alimentando la reposición de las reservas por
medio de nuevos yacimientos, y la reclasificación de
los volúmenes de los ya encontrados.
Figura 5.8 La Región Marina Suroeste se ubica en aguas marinas de la plataforma y del talud con tinental del Golfo de México.
Sonora
Chihuahua
Coahuila
Durango
Oaxaca
Jalisco
Chiapas
Sinaloa
ZacatecasTamaulipas
Guerrero
MichoacánCampeche
Yucatán
Puebla
Nayarit
Veracruz
Nuevo León
Baja California
Baja California Sur
San Luis Potosi
Quintana RooMéxico
Tabasco
HidalgoGuanajuato
Querétaro
ColimaMorelos
DF Tlaxcala
Aguascalientes
RegiónMarina
Suroeste
0 500Km
Golfo de México
Océano Pacífico
Las reservas de hidrocarburos de México
69
5.2.1 Evolución de los volúmenes originales
Al 1 de enero de 2013, el volumen original probado
de aceite de la Región Marina Suroeste es 19,401.6
millones de barriles, lo cual representa 12.1 por
ciento del volumen nacional en dicha categoría. En
particular, el Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc
contiene la mayor parte del volumen de la región
con 14,757.9 millones de barriles de aceite, es decir,
76.1 por ciento del total. Por otro lado, el Activo de
Producción Litoral de Tabasco registra 4,643.7 millo-
nes de barriles de aceite, o sea 23.9 por ciento del
volumen regional. Respecto a los volúmenes origi-
nales probable y posible de aceite, estos ascienden
a 4,018.8 y 5,907.4 millones de barriles, equivalentes
a 7.7 y 11.6 por ciento de los volúmenes nacionales,
respectivamente. El mayor volumen original proba-
ble de aceite corresponde al Activo de Producción
Litoral de Tabasco con el 61.9 por ciento de la región,
es decir, alcanza 2,487.4 millones de barriles, como
resultado de las actividades de desarrollo y revisión.
Por otra parte, el Activo de Producción Abkatún-Pol-
Chuc concentra 38.1 por ciento del volumen original
probable regional, que representa 1,531.5 millones de
barriles, volumen mayor con respecto al año anterior
básicamente por desarrollo y revisión de campos. De
los 5,907.4 millones de barriles de volumen
original posible de aceite, 4,631.2 millones
de barriles corresponden a los campos del
Activo de Producción Litoral de Tabasco, y
1,276.2 millones de barriles corresponden al
Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc.
Con relación a los volúmenes originales de
gas natural de la Región Marina Suroeste, al
1 de enero de 2013 se tienen 26,021.3 miles
de millones de pies cúbicos en la categoría
probada, que constituyen 13.3 por ciento
del total nacional. El 59.4 por ciento regio-
nal corresponde al Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc, es decir, 15,447.1 miles
de millones de pies cúbicos, presentando
un incremento por desarrollos y revisiones.
Adicionalmente, 10,574.2 miles de millones de pies
cúbicos están distribuidos en el Activo de Producción
Litoral de Tabasco, y equivalen a 40.6 por ciento de
la región. En lo referente a los volúmenes originales
probables, éstos ascienden a 7,956.2 miles de millo-
nes de pies cúbicos de gas natural, es decir, muestran
un incremento con respecto al año anterior originado
principalmente por un nuevo yacimiento, desarrollo
y revisión de campos. El 82.8 por ciento del volumen
original probable de la regional corresponde al Activo
de Producción Litoral de Tabasco, 17.2 por ciento al
Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc. Para el caso
de volúmenes posibles, estos se ubican en 14,126.9,
miles de millones de pies cúbicos de gas. El Activo
de Producción Litoral de Tabasco engloba 97.6 por
ciento del volumen original posible de la región, el
2.4 por ciento restante le corresponde a los campos
de Abkatún-Pol-Chuc. Es importante mencionar que
durante 2012, se realizó un importante descubri-
miento en aguas profundas, producto de la actividad
exploratoria realizada principalmente en el Activo de
Producción Litoral de Tabasco, lo que ocasionó un in-
cremento en sus volúmenes originales. El cuadro 5.5
ilustra el comportamiento de los volúmenes originales
de aceite y gas natural en sus diferentes categorías,
reportados al 1 de enero de los años 2011 a 2013.
Cuadro 5.5 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Marina Suroeste.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2011 Total 27,189.2 41,200.1 Probado 18,345.2 23,932.1 Probable 3,385.8 6,399.0 Posible 5,458.2 10,869.0
2012 Total 28,719.2 45,224.4 Probado 19,129.1 26,222.0 Probable 3,595.9 5,740.2 Posible 5,994.3 13,262.2
2013 Total 29,327.9 48,104.4 Probado 19,401.6 26,021.3 Probable 4,018.8 7,956.2 Posible 5,907.4 14,126.9
Distribución de las reservas de hidrocarburos
70
5.2.2 Evolución de las reservas
Las reservas probadas de aceite al 1 de enero de 2013
para la Región Marina Suroeste ascienden a 1,309.6
millones de barriles, lo que representa 13.0 por cien-
to de la reserva probada del país. Con relación a la
reserva probada de gas natural, la cifra asciende a
4,168.8 miles de millones de pies cúbicos, represen-
tando 24.4 por ciento de la reserva probada de gas
a nivel nacional.
En cuanto al inventario de reservas probable y posible
de aceite, éstas ascienden a 1,234.4 y 1,492.1 millones
de barriles, contribuyendo con 14.6 y 12.1 por ciento,
respectivamente, a las reservas nacionales de aceite
en estas categorías. De esta forma, las reservas 2P y
3P alcanzan 2,543.9 y 4,036.0 millones de barriles de
aceite, respectivamente. Para el gas natural, las reser-
vas probable y posible se ubican en 4,250.6 y 7,582.5
miles de millones de pies cúbicos, que equivalen a
23.8 y 26.8 por ciento del total nacional en dichas ca-
tegorías. Como resultado de lo anterior, las reservas
2P y 3P alcanzan 8,419.4 y 16,001.9 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural. En las figuras 5.9 y 5.10
se presentan las variaciones de las reservas de aceite
y gas natural, para los últimos tres años. En relación
a las reservas probada desarrollada y no desarrollada
de la región, éstas registran valores de 699.2 y 610.4
millones de barriles de aceite, mientras que para el
gas natural se alcanzan 1,745.3 y 2,423.5 miles de
millones de pies cúbicos, respectivamente.
La reserva probada de aceite crudo de la región está
constituida, en función de su densidad, por 98.6 mi-
llones de barriles de aceite pesado, equivalente a 7.5
por ciento de la reserva, 836.3 millones de barriles
de aceite ligero ó 63.9 por ciento, y 374.6 millones
de barriles restantes corresponden a superligero, es
decir, 28.6 por ciento del total probado de la región.
En lo referente a la reserva probada de gas natural,
ésta se compone de 38.5 por ciento o 1,605.7 miles
de millones de pies cúbicos de gas asociado, y 61.5
por ciento de gas no asociado, equivalente a 2,563.1
miles de millones de pies cúbicos. El cuadro 5.6
presenta la composición de las reservas 1P, 2P y 3P
de aceite y gas natural. Es importante señalar que
el valor reportado del gas no asociado incluye las
reservas de yacimientos de gas y condensado, gas
seco y gas húmedo.
Aceite crudo y gas natural
La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2013,
para la Región Marina Suroeste registra un volumen
de 1,309.6 millones de barriles, de los cuales 506.2
millones ó 38.7 por ciento se ubican en el Activo de
Producción Abkatún-Pol-Chuc, mientras que 803.3
millones de barriles de aceite, es decir 61.3 por cien-
Probada
Probable
Posible
mmb
2011 2012 2013
1,255.8 1,266.9 1,309.6
1,001.1 1,202.4 1,234.4
1,457.61,557.1 1,492.1
3,714.54,026.4 4,036.0
Figura 5.9 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Ma-rina Suroeste en los últimos tres años.
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2011 2012 2013
4,063.6 4,080.1 4,168.8
3,454.6 3,765.4 4,250.6
5,729.96,769.7
7,582.5
13,248.014,615.2
16,001.9
Figura 5.10 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Suroeste en los últimos tres años.
Las reservas de hidrocarburos de México
71
to, le corresponden al Activo de Producción Litoral
de Tabasco.
La reserva probada de aceite a nivel regional tuvo
un incremento neto de 257.0 millones de barriles,
con respecto a la reportada el 1 de enero de 2012.
Además, la reserva probada desarrollada tuvo un au-
mento neto por 292.4 millones de barriles de aceite.
Asimismo, la reserva no desarrollada registró una
variación negativa de 35.5 millones de barriles con
respecto al año anterior. A nivel de activo de pro-
ducción, Abkatún-Pol-Chuc presentó un incremento
de 189.9 millones de barriles, correspondiendo a la
reserva probada desarrollada 174.0 millones, mientras
que a la reserva no desarrollada le corresponden 15.9
millones de barriles. Estas variaciones positivas se de-
ben fundamentalmente a las actividades de desarrollo
de campos, así como a la revisión del comportamiento
presión-producción de los mismos.
El Activo de Producción Litoral de Tabasco registró
un incremento en su reserva probada de aceite al 1
de enero de 2013 por 67.0 millones de barriles. Este
volumen es resultado de los incrementos en la reserva
probada desarrollada por 118.4 millones de barriles
y el decremento por 51.4 millones en la probada no
desarrollada. Las variaciones positivas en los campos
del Activo de Producción Litoral de Tabasco se de-
ben básicamente a las actividades de desarrollo de
campos y revisión.
Al 1 de enero de 2013, las reservas probadas de gas
natural ascienden a 4,168.8 miles de millones de pies
cúbicos, concentrándose 1,024.1 miles de millones de
pies cúbicos en el Activo de Producción Abkatún-Pol-
Chuc, mientras que Litoral de Tabasco participa con
3,144.7 miles de millones de pies cúbicos.
La reserva probada de gas natural a nivel regional, re-
porta un incremento neto por 549.5 miles de millones
de pies cúbicos, con respecto al 1 de enero de 2012.
Esta variación se integra por un aumento en reserva
probada desarrollada por 734.9 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural y una disminución de
185.3 miles de millones de pies cúbicos en la reserva
no desarrollada. El Activo de Producción Abkatún-Pol-
Chuc registra un incremento en la reserva probada
de 382.2 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Esta situación se explica por la variación
que se presentan en los conceptos de desarrollo y
revisión de campos.
Para el Activo de Producción Litoral de Tabasco, la
reserva probada presentó un incremento por 167.4
Cuadro 5.6 Composición de las reservas por activo de la Región Marina Suroeste.
Aceite Gas natural
Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 98.6 836.3 374.6 1,605.7 2,563.1 Abkatún-Pol-Chuc 9.9 475.9 20.4 919.4 104.7 Litoral de Tabasco 88.7 360.4 354.2 686.3 2,458.4
2P 392.7 1,520.9 630.3 2,930.3 5,489.1 Abkatún-Pol-Chuc 133.0 872.1 55.8 1,739.0 184.0 Litoral de Tabasco 259.7 648.7 574.6 1,191.4 5,305.1
3P 758.7 2,047.6 1,229.7 3,833.1 12,168.8 Abkatún-Pol-Chuc 277.4 901.3 61.3 1,802.3 216.1 Litoral de Tabasco 481.3 1,146.3 1,168.4 2,030.8 11,952.7
Distribución de las reservas de hidrocarburos
72
miles de millones de pies cúbicos de gas natural, y
donde la reserva probada desarrollada explica una
variación positiva por 395.0 miles de millones de pies
cúbicos. Adicionalmente, se registró una variación
negativa por 227.6 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural de la reserva probada no desarrollada.
En particular, el incremento registrado en la categoría
de reserva probada desarrollada se explica principal-
mente por desarrollo, y revisiones.
La reserva probable de aceite crudo de la región,
al 1 de enero de 2013, presenta un incremento de
31.9 millones de barriles de aceite con respecto al
año anterior. En particular, el Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc registró un decremento de 15.4
millones de barriles de aceite, valor que al combinarse
con el incremento en el Activo de Producción Litoral
de Tabasco por 47.3 millones de barriles, explica la
variación positiva antes citada, y es explicada bási-
camente por los rubros de desarrollo y revisión de
campos. De esta manera, la reserva probable de aceite
al 1 de enero de 2013, asciende a 1,234.4 millones
de barriles.
Respecto a la reserva probable de gas, ésta presentó
un incremento de 485.2 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural, con respecto a la cifra repor-
tada al 1 de enero del año anterior. Esta variación se
compone de 113.6 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural registrado en el Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc de y 371.6 miles de millones de pies
cúbicos en Activo de Producción Litoral de Tabasco
por. Los principales incrementos se dieron en los cam-
pos Kuil, Ixtal y Onel debido al desarrollo, comporta-
miento y revisión de su modelo geológico-petrofísico,
lo que se traduce en 213.9 miles de millones de pies
cúbicos. En contraparte, Abkatún y Ché, registraron
decrementos por revisión, que ascendieron a 128.3
miles de millones de pies cúbicos. Sin embargo,
no pudieron contrarrestar las variaciones positivas
mencionadas anteriormente. Asimismo, el Activo de
Producción Litoral de Tabasco registro 1,059.0 miles
de millones de pies cúbicos, producto de la actividad
exploratoria que se tuvo con la incorporación del
campo Kunah.
Al 1 de enero de 2013, las reservas posibles de aceite
y gas natural de la región ascienden a 1,492.1 millones
de barriles y 7,582.5 miles de millones de cúbicos,
respectivamente. La reserva posible de aceite en la
Región Marina Suroeste presenta una variación nega-
tiva por 64.9 millones de barriles con respecto a la cifra
estimada al 1 de enero de 2012. En esta categoría, el
Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc presenta un
Cuadro 5.7 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina Suroeste al 1 de enero de 2013.
Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 4,168.8 3,593.0 2,856.1 Abkatún-Pol-Chuc 1,024.1 773.6 614.7 Litoral de Tabasco 3,144.7 2,819.5 2,241.4
Probable 4,250.6 3,668.1 2,928.1 Abkatún-Pol-Chuc 898.8 680.9 541.2 Litoral de Tabasco 3,351.7 2,987.2 2,387.0
Posible 7,582.5 6,834.8 5,612.1 Abkatún-Pol-Chuc 95.5 68.1 54.2 Litoral de Tabasco 7,487.0 6,766.7 5,558.0
Las reservas de hidrocarburos de México
73
incremento por 21.5 millones de barriles, básicamente
por revisión. Adicionalmente, en esta categoría el
Activo de Producción Litoral de Tabasco registra un
decremento por 86.5 millones de barriles de aceite
crudo. Esta variación se sitúa fundamentalmente en
los campos de Kab por desarrollo y Bolontikú, Xanab
e Ichalkil por revisión.
En lo concerniente a la reserva posible de gas natural
de la región, ésta reporta una variación positiva de
812.8 miles de millones de pies cúbicos con respecto
al año anterior. En particular, el Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc, registra un incremento de 5.5 mi-
les de millones de pies cúbicos. Por su parte, el Activo
de Producción Litoral de Tabasco tuvo un incremento
por 807.3 miles de millones de pies cúbicos de reserva
posible de gas natural, destacando el éxito explorato-
rio logrado al incorporar un volumen por 734.0 miles
de millones de pies cúbicos, en el campo Kunah. El
cuadro 5.7 muestra las reservas de gas natural por
activo en sus diferentes categorías, incluyéndose el
gas entregado en planta y el gas seco.
Petróleo crudo equivalente
La reserva probada de petróleo crudo equivalente al
1 de enero de 2013 asciende a 2,165.3 millones de
barriles. Este volumen representa 15.6 por ciento del
total nacional. Con relación al 1 de enero de 2012,
la reserva presenta una variación neta positiva que
asciende a 357.3 millones de barriles. De acuerdo a
la figura 5.11, el Activo de Producción Abkatún-Pol-
Chuc contiene 32.3 por ciento del total regional, lo
que significa que sus reservas son 700.0 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, presentando
un incremento neto de 262.8 millones de barriles con
respecto al año anterior. Estos incrementos básica-
mente se deben al desarrollo de los campos Homol
y Kuil con 32.4 y 77.4 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente y las revisiones en Abkatún y Chuc
e Ixtal con 35.5, 33.9 y 36.8 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, respectivamente.
Por otra parte, el Activo de Producción Litoral de
Tabasco concentra 67.7 por ciento de las reservas
probadas de petróleo crudo equivalente de la región,
es decir, 1,465.4 millones de barriles. En el Activo
de Producción Litoral de Tabasco se presentaron
incrementos que totalizan 94.5 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, los cuales se explican
primordialmente por el desarrollo de los campos Yax-
ché, May y Tsimin que registraron en conjunto 123.4
millones de barriles.
La reserva probable de la región al 1 de enero de
2013 cuantifica un volumen de 2,107.2 millones de
mmbpce
Abkatún-Pol-Chuc
Litoral deTabasco
Total
700.0 2,165.3
1,465.4
Figura 5.11 Reservas probadas al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.
mmbpce
TotalAbkatún-Pol-Chuc
Litoral deTabasco
2,107.2725.9
1,381.3
Figura 5.12 Reservas probables al 1 de ene ro de 2013, distribuidas por activo en la Re gión Marina Suroeste.
Distribución de las reservas de hidrocarburos
74
barriles de petróleo crudo equivalente. Este volumen
representa 17.1 por ciento de las reservas del país en
esta categoría. La figura 5.12 presenta la distribución
de las reservas a nivel activo de producción. Este
volumen de reservas muestra un incremento con
relación al reportado al 1 de enero de 2012. Dicho
incremento cuantifica 130.8 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente. En particular, los campos
del Activo de Producción Litoral de Tabasco presen-
taron incrementos por un total de 124.2 millones de
barriles, como resultado de los descubrimientos, de-
sarrollos y revisiones. La restante variación positiva,
se localiza básicamente en el Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc.
Al 1 de enero de 2013, la reserva posible de la región
en términos de petróleo crudo equivalente ascendió
a 3,065.2 millones de barriles, como se muestra en la
figura 5.13. Este volumen representa 16.7 por ciento
de la cifra nacional respectiva. Así, a la fecha indica-
da se presenta un incremento por 102.7 millones de
barriles en relación al año anterior. A nivel activo de
producción, Abkatún-Pol-Chuc, reporta un incremen-
to por 22.8 millones de barriles. En cuanto al Activo
de Producción Litoral de Tabasco, éste registró una
variación positiva que asciende a 80.0 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente. La actividad
exploratoria culminó con el descubrimiento de los
yacimientos nuevos en el campo Kunah por 155.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
respectivamente. Asimismo, en los rubros de desa-
rrollo y revisiones se tuvieron decrementos que en
conjunto ascendieron a 75.3 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, que no fueron suficientes
para contrarrestar los resultados positivos antes cita-
dos por la incorporación del campo Kunah. La figura
5.14 ilustra el balance de la reserva 3P de petróleo
crudo equivalente de la región al 1 de enero de 2013
y su comparación respecto a los años 2009 a 2012.
Relación reserva-producción
La relación reserva probada-producción de la Región
Marina Suroeste es de 7.0 años, considerando una
Figura 5.13 Reservas posibles al 1 de enero de 2013, dis tribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.
mmbpce
TotalAbkatún-Pol-Chuc
Litoral deTabasco
3,065.22,868.8
196.4
1,054.6 Líquidos de planta
Condensado
Gas secoequivalente
Aceite71.1
55.961.043.6
673.2
1,715.1
2,191.2
808.3
2,158.7
750.2
1,875.5
3,551.4 4,036.04,026.43,714.5
379.4221.8 -10.4 -307.5
6,010.8
7,337.87,054.4
6,383.7
Desarrollos2010 201320122011
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
Figura 5.14 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Suroeste.
Las reservas de hidrocarburos de México
75
producción constante de 307.5 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente. Para el caso de la
reserva probada más probable, la relación resulta de
13.9 años, mientras que utilizando la reserva 3P es
de 23.9 años. En particular, el Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc presenta el menor valor de esta
relación con 5.2 años, utilizando la reserva probada,
en tanto que para el Activo de Producción Litoral de
Tabasco resulta de 8.4 años.
Considerando las reservas 2P de petróleo crudo equi-
valente, la relación resulta de 10.7 y 16.4 años para los
activos de producción Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de
Tabasco, respectivamente. En el caso de las reservas
3P o totales, los valores son 12.1 años para el Activo
de Producción Abkatún-Pol-Chuc y 32.9 años para
Litoral de Tabasco.
Reservas por tipo de fluido
Las reservas de hidrocarburos en función del tipo de
fluido son mostradas en el cuadro 5.8 referidas al 1
de enero de los años 2011 a 2013, para las respec-
tivas categorías asociadas. Así, la reserva probada
remanente al cierre de 2012 de 2,165.3 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, se compone
en 60.5 por ciento de aceite crudo, 0.8 por ciento de
condensado, 13.4 por ciento de líquidos de planta y
25.4 por ciento de gas seco equivalente a líquido.
Para el caso de la reserva probable, el volumen de
2,107.2 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, está constituido por 58.6 por ciento de aceite
crudo, 1.0 por ciento de condensado, 13.7 por ciento
de líquidos de planta y 26.7 por ciento de gas seco
equivalente a líquido.
La reserva posible de petróleo crudo equivalente as-
ciende a 3,065.2 millones de barriles y está distribuida
en 48.7 por ciento de aceite crudo, 0.6 por ciento de
condensado, 15.6 por ciento de líquidos de planta y
35.2 por ciento de gas seco equivalente a líquido.
5.3 Región Norte
De acuerdo al Diario Oficial de la Federación publica-
do el 28 de marzo de 2013 y con respecto a las otras
regiones de Pemex-Exploración y Producción, la
Región Norte presenta la mayor extensión territorial
Cuadro 5.8 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Suroeste.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2011 Total 3,714.5 43.6 750.2 1,875.5 6,383.7 Probada 1,255.8 22.2 251.5 546.8 2,076.3 Probable 1,001.1 13.2 186.6 499.2 1,700.0 Posible 1,457.6 8.2 312.1 829.5 2,607.4
2012 Total 4,026.4 61.0 808.3 2,158.7 7,054.4 Probada 1,266.9 21.4 264.4 562.8 2,115.5 Probable 1,202.4 18.3 209.9 545.7 1,976.4 Posible 1,557.1 21.2 334.0 1,050.2 2,962.5
2013 Total 4,036.0 55.9 1,054.6 2,191.2 7,337.8 Probada 1,309.6 17.2 289.4 549.1 2,165.3 Probable 1,234.4 21.6 288.2 563.0 2,107.2 Posible 1,492.1 17.1 477.0 1,079.1 3,065.2
Distribución de las reservas de hidrocarburos
76
con 3.7 millones de kilómetros cuadrados aproxima-
damente, incluyendo una porción terrestre así como
otra marina. De acuerdo a la figura 5.15, la región se
localiza en la franja Norte de la República Mexicana,
colindando con los Estados Unidos de América y sus
aguas territoriales del Golfo de México al Norte, al
Sur con el río Tesechoacán ubicado en el estado de
Veracruz y un límite convencional que se prolonga en
forma horizontal a partir de dicha referencia hacia la
costa del Océano Pacífico y se extiende hasta el límite
de las aguas territoriales, al Oriente con la línea de
costa del Estado de Veracruz, la isobata de 500 metros
del Golfo de México y los límites convencionales de
los proyectos exploratorios Tlancanán y Pulhman, y
al Occidente con aguas internacionales del Océano
Pacífico.
Administrativamente, la región está constituida por
los activos de producción Aceite Terciario del Golfo,
Poza Rica-Altamira y Veracruz, además del Activo In-
tegral Burgos, así como por los activos de exploración
Aguas Profundas Norte y Tampico-Misantla-Golfo.
Específicamente, los activos de producción y el inte-
gral se enfocan primordialmente a las actividades de
desarrollo de campos, así como a la optimización de
la operación de los mismos. Por su parte, los activos
de exploración tienen como objetivos principales la
adición de reservas por actividades de esta índole, así
como la evaluación del potencial que presentan las
cuencas de Burgos, Sabinas, Tampico-Misantla y la
porción Norte del Golfo de México Profundo.
Por la magnitud de su superficie, la región ocupa la pri-
mera posición en cuanto al número de campos opera-
dos y por ende también encabeza la lista en el contexto
nacional en cuanto a las actividades de desarrollo.
Como consecuencia de lo anterior, la Región Norte
produce diversos tipos de hidrocarburos, es decir,
aceite ligero y pesado, así como gas seco y húmedo,
además de gas y condensado. De manera particular,
los activos de producción Aceite Terciario del Golfo
y Poza Rica-Altamira producen preponderantemente
aceite, mientras que la producción de gas no asociado
proviene del Activo Integral Burgos y del Activo de
Figura 5.15 La Región Norte está constituida por una parte continental y otra marina.
Sonora
Chihuahua
Coahuila
Durango
Oaxaca
Jalisco
Chiapas
Sinaloa
ZacatecasTamaulipas
Guerrero
MichoacánCampeche
Yucatán
Puebla
Nayarit
Veracruz
Nuevo León
Baja California
Baja California Sur
San Luis Potosi
Quintana RooMéxico
Tabasco
HidalgoGuanajuato
Querétaro
ColimaMorelos
DF Tlaxcala
Aguascalientes
Región Norte
0 500Km
Golfo de México
Océano Pacífico
Las reservas de hidrocarburos de México
77
Producción Veracruz. Esto ha permitido que la región
se constituya nuevamente en la principal productora
de gas natural, mientras que sus valores de reservas
probable y posible tanto de aceite como de gas natural
ocupan la primera posición a nivel nacional.
En el año 2012, la región produjo 53.1 millones de
barriles, es decir, 145.1 miles de barriles de aceite por
día en promedio. En lo que concierne al gas natural,
la producción anual de la Región Norte fue de 782.9
miles de millones de pies cúbicos de gas natural,
lo cual se tradujo en una producción promedio de
2,139.2 millones de pies cúbicos por día. A nivel na-
cional, las producciones anteriores comprenden 5.7
por ciento para el caso del aceite y 33.5 por ciento
con respecto al gas natural.
Respecto a las actividades relacionadas con la per-
foración exploratoria, a lo largo del año 2012 se
terminaron 12 pozos, sobresaliendo los casos de
Bedel-1 y Master-1. El primer caso, realizado a nivel
Terciario, reviste particular importancia al corroborar
el potencial para la producción de aceite que ofrece
la Cuenca de Veracruz, tradicionalmente productora
de gas. El segundo pozo amplía las perspectivas para
la reactivación de las actividades de explotación en
la Cuenca de Sabinas, al resultar productor de gas
natural en la formación La Virgen, la cual data del
Cretácico Inferior.
En cuanto a las actividades de desarrollo de cam-
pos, en el año 2012 se terminaron 926 pozos a nivel
regional. De esta forma y al igual que en 2011, el
Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo y
el Activo Integral Burgos encabezan este rubro al
registrar 584 y 200 pozos de desarrollo terminados,
respectivamente.
5.3.1 Evolución de los volúmenes originales
El comportamiento histórico durante los últimos tres
años de los volúmenes originales de aceite y gas na-
tural se muestra en el cuadro 5.9. De esta forma, se
observa que el volumen probado de la región alcanza
un valor igual 42,661.5 millones de barriles de aceite,
lo que a nivel nacional comprende 26.6 por ciento.
Asimismo, en cuanto al gas natural, su volumen origi-
nal es de 73,995.9 miles de millones de pies cúbicos,
lo cual significa 37.9 por ciento del total nacional. En
un contexto regional, el Activo de Producción Poza
Rica-Altamira posee los volúmenes probados más
elevados, registrando así 27,574.7 millones
de barriles de aceite y 41,874.5 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural.
Estos volúmenes comprenden 64.6 y 56.6
por ciento del total de la Región Norte. Ade-
más, los volúmenes originales probados
de aceite y gas natural para el Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo son
de 13,488.0 millones de barriles y 6,838.9
miles de millones de pies cúbicos, respec-
tivamente. Asimismo, el volumen original
en la misma categoría de gas natural para el
Activo Integral Burgos es de 19,202.6 miles
de millones de pies cúbicos, mientras que
para el Activo de Producción Veracruz la
cifra asciende a 6,079.8 miles de millones
de pies cúbicos.
Cuadro 5.9 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Norte.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2011 Total 166,663.0 146,030.6 Probado 48,663.2 75,601.1 Probable 66,549.6 36,131.6 Posible 51,450.2 34,297.9
2012 Total 111,169.1 110,048.8 Probado 41,187.3 71,433.3 Probable 38,883.2 21,824.5 Posible 31,098.7 16,791.0
2013 Total 115,777.5 125,428.8 Probado 42,661.5 73,995.9 Probable 39,213.2 27,247.5 Posible 33,902.8 24,185.5
Distribución de las reservas de hidrocarburos
78
En lo que respecta a los volúmenes originales proba-
bles tanto de aceite como de gas natural a nivel regio-
nal, los valores suman 39,213.2 miles de millones de
barriles y 27,247.5 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente. Las cifras anteriores representan
75.3 y 68.2 por ciento de los totales nacionales corres-
pondientes. Además, en esta categoría el Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo ocupa la primera
posición de la región con 97.2 por ciento del volumen
original probable de aceite y con 70.3 por ciento para
el gas natural. Estos porcentajes implican 38,103.3
millones de barriles de aceite y 19,165.1 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural.
Los volúmenes originales posibles de aceite y gas
natural reportados por la región al 1 de enero de 2013
alcanzan 33,902.8 millones de barriles y 24,185.5 miles
de millones de pies cúbicos, respectivamente. A nivel
nacional estos volúmenes representan 66.7 por ciento
para el aceite y 54.7 por ciento para el gas. En esta
categoría de nuevo el Activo de Producción Aceite
Terciario del Golfo concentra los mayores volúmenes
originales posibles de aceite y gas natural, los cuales
ascienden a 29,901.2 millones de barriles y 13,751.8
miles de millones de pies cúbicos, respectivamente.
En cuanto a los volúmenes originales de gas natural
asociado y no asociado en la categoría probada, los
volúmenes regionales alcanzan 49,825.4 y 24,170.5
miles de millones de pies cúbicos, respectivamente.
En el caso del gas asociado, el mayor porcentaje a
nivel regional corresponde al Activo de Producción
Poza Rica-Altamira con 82.5 por ciento, en tanto que
para el gas no asociado la primera posición la ocupa
el Activo Integral Burgos con 77.5 por ciento.
De manera específica, el volumen original probado de
gas no asociado está conformado en su mayor parte
por gas húmedo no asociado con 13,613.2 miles de
millones de pies cúbicos, seguido del gas seco cuyo
volumen asciende a 10,033.7 miles de millones de
pies cúbicos, en tanto 523.6 miles de millones de pies
cúbicos corresponden a gas y condensado.
Respecto al volumen original probable de gas natural,
su composición suma 24,601.6 miles de millones de
pies cúbicos de gas asociado y 2,645.9 miles de mi-
llones de pies cúbicos de gas no asociado. El Activo
de Producción Aceite Terciario del Golfo concentra
77.9 por ciento del total del volumen original de gas
asociado en esta categoría, lo cual significa el por-
centaje más elevado. En cuanto a la conformación
del volumen original probable de gas no asociado,
1,515.7 miles de millones de pies cúbicos son de gas
húmedo, 1,010.5 miles de millones de pies cúbicos de
gas seco y 119.6 corresponden a gas y condensado.
A nivel activo, 82.2 por ciento del volumen original
de gas no asociado corresponde al Activo Integral
Burgos, seguido del Activo de Producción Poza Rica-
Altamira con 17.8 por ciento. El primer porcentaje
significa 2,173.7 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural no asociado.
Aunado a lo anterior, el volumen original posible de
gas natural alcanza 24,185.5 miles de millones de pies
cúbicos. Específicamente, 20,754.8 miles de millones
de pies cúbicos del volumen anterior son de gas
asociado y 3,430.6 miles de millones de pies cúbicos
corresponden a gas no asociado. El mayor porcentaje
del volumen original posible de gas asociado, es decir,
66.3 por ciento se ubica en los campos del Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo. Respecto al
volumen original posible de gas no asociado, el Activo
Integral Burgos concentra la mayor parte del mismo,
la cual significa 2,826.2 miles de millones de pies cú-
bicos. Además el volumen en cuestión de la Región
Norte está conformado por 1,939.3 miles de millones
de pies cúbicos de gas húmedo, 1,435.7 miles de
millones de pies cúbicos de gas seco y 55.7 miles de
millones de pies cúbicos de gas y condensado.
Aceite crudo y gas natural
El volumen original probado de aceite al 1 de enero
de 2013 presenta un incremento de 1,474.2 millones
de barriles con respecto al año anterior. Lo anterior
se atribuye primordialmente a la reclasificación de
Las reservas de hidrocarburos de México
79
reservas efectuada en los campos del Activo de Pro-
ducción Aceite Terciario del Golfo y la incorporación
del campo Bedel en el Activo de Producción Vera-
cruz. Respecto al volumen original de gas natural en
la misma categoría, también registra un incremento
2,562.6 miles de millones de pies cúbicos, lo cual se
debe esencialmente a las actividades de reclasifica-
ción ya mencionadas y que se realizaron en el Activo
de Producción Aceite Terciario del Golfo, al igual que
en los campos Cacalilao, Ébano Chapacao, Pánuco y
Tres Hermanos, los cuales forman parte del Activo de
Producción Poza Rica-Altamira.
En referencia al volumen original probable de aceite
regional, éste registra un incremento de 330.0 millo-
nes de barriles; esta variación se debe básicamente
a la actualización de los volúmenes originales por de-
sarrollo realizada en los principales campos del sector
Altamira del Activo de Producción Poza Rica-Altamira.
En cuanto al volumen original probable de gas natural
de la región al 1 de enero de 2013, también se registra
un incremento con respecto al año anterior de 5,423.0
miles de millones de pies cúbicos, la cual también se
relaciona con las actualizaciones efectuadas en los
campos principales del sector Altamira, es decir, que
esta variación se ubica en gas asociado.
Respecto al volumen original posible de aceite, al 1
de enero del presente año se identifica un incremento
de 2,804.1 millones de barriles, lo que en esencia se
debe a las actividades de desarrollo en los campos
Cacalilao, Ébano Chapacao y Pánuco, del sector Al-
tamira del Activo de Producción Poza Rica-Altamira,
así como a los descubrimientos realizados en aguas
profundas. Similarmente, el volumen original posible
de gas natural también registra una variación positiva
por 7,394.5 miles de millones de pies cúbicos, que
en un porcentaje mayor también corresponde a los
campos del sector Altamira antes mencionados, al
igual que a los descubrimientos en la Cuenca del
Golfo de México Profundo.
5.3.2 Evolución de las reservas
Al 1 de enero de 2013, la Región Norte presenta una
reserva probada de aceite de 934.5 millones de barriles,
mientras que la de gas natural asciende a 3,752.9 miles
de millones de pies cúbicos. Asimismo, las reservas
probadas desarrolladas suman 370.8 millones de ba-
rriles de aceite y 2,283.8 miles de millones de pies cú-
bicos de gas natural. En lo que respecta a las reservas
probadas no desarrolladas de aceite y gas natural, los
valores alcanzan 563.7 millones de barriles y 1,469.1
miles de millones de pies cúbicos, respectivamente.
En cuanto a las reservas probables, la región posee
3,630.0 millones de barriles de aceite y 11,351.8 miles
Figura 5.16 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Norte en los últimos tres años.
Probada
Probable
Posible
mmb
2011 2012 2013
6,020.23,679.3 3,630.0
5,237.4
7,006.7 7,189.4
11,915.9 11,499.1 11,753.9
658.4 813.1 934.5
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2011 2012 20133,941.0 3,858.3 3,752.9
14,972.111,529.7 11,351.8
15,718.918,570.0 18,643.7
34,632.0 33,958.1 33,748.4
Figura 5.17 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Norte en los últimos tres años.
Distribución de las reservas de hidrocarburos
80
de millones de pies cúbicos de gas natural. Además,
sus reservas posibles ascienden a 7,189.4 millones
de barriles de aceite y 18,643.7 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural.
La información anterior permite inferir que, al 1 de
enero de 2013, las reservas de aceite y gas natural
2P de la región, esto es, la adición de las reservas
probada y probable, asciende a 4,564.5 millones de
barriles de aceite y 15,104.7 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural. Por tanto, los volúmenes de
reservas de aceite y gas 3P, esto es, la suma de las re-
servas probadas, probables y posibles de aceite y gas,
suman 11,753.9 millones de barriles y 33,748.4 miles
de millones de pies cúbicos, respectivamente.
Las figuras 5.16 y 5.17 muestran la evolución histórica
de las reservas remanentes de crudo y gas natural en
las categorías probada, probable y posible. Asimismo,
el cuadro 5.10 presenta la composición de acuerdo
al tipo de fluido y para cada uno de los activos que
conforman la región, en términos de las reservas 1P
o probada, 2P y 3P.
A nivel nacional, al 1 de enero de 2013 la reserva
probada de aceite de la Región Norte comprende
9.3 por ciento, mientras que la de gas natural implica
22.0 por ciento. A nivel regional, 68.1 por ciento de la
reserva probada de aceite se concentra en los campos
del Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo,
seguido del Activo de Producción Poza Rica-Altamira
con 27.7 por ciento. Respecto a la reserva probada de
gas natural y en el mismo contexto, el Activo Integral
Burgos ocupa la primera posición con 49.4 por ciento,
mientras que en los campos del Activo de Producción
Aceite Terciario del Golfo suman 25.2 por ciento.
Por otra parte, la reserva probada desarrollada de
aceite de la región ocupa 5.3 por ciento del total na-
cional, en tanto que su reserva probada desarrollada
de gas natural equivale a 21.4 del volumen del país.
Regionalmente, la reserva probada desarrollada de
aceite del Activo de Producción Aceite Terciario del
Golfo presenta el porcentaje más elevado con 50.6
por ciento y la segunda posición la ocupa el Activo
de Producción Poza Rica-Altamira con 44.6 por cien-
to. En cuanto a la reserva de gas natural en la misma
Cuadro 5.10 Composición de las reservas por activo de la Región Norte.
Aceite Gas natural
Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 498.4 419.1 16.9 1,338.3 2,414.6 Aceite Terciario del Golfo 345.8 278.9 12.2 945.0 0.0 Burgos 0.0 0.0 4.7 29.5 1,826.0 Poza Rica-Altamira 144.5 114.2 0.0 339.3 46.1 Veracruz 8.2 26.1 0.0 24.5 542.6
2P 1,720.7 2,452.4 391.4 11,658.9 3,445.8 Aceite Terciario del Golfo 1,516.1 2,203.3 384.8 11,112.3 0.0 Burgos 0.0 0.0 6.7 34.8 2,704.1 Poza Rica-Altamira 193.4 184.1 0.0 463.5 114.1 Veracruz 11.2 65.1 0.0 48.3 627.6
3P 3,671.0 6,790.9 1,291.9 29,102.9 4,645.5 Aceite Terciario del Golfo 3,009.1 6,424.0 1,281.4 27,636.4 0.0 Burgos 0.0 0.0 8.4 38.8 3,754.2 Poza Rica-Altamira 647.4 270.2 2.1 1,337.9 171.5 Veracruz 14.6 96.7 0.0 89.7 719.9
Las reservas de hidrocarburos de México
81
categoría, el Activo Integral Burgos concentra 54.9
por ciento del volumen regional, seguido del Activo
de Producción Veracruz con 20.7 por ciento.
En lo que respecta a las reservas probadas no desa-
rrolladas de crudo y gas natural de la Región Norte,
sus volúmenes representan 18.1 y 22.9 por ciento de
los totales nacionales, respectivamente. Además, el
Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo posee
el porcentaje más elevado de las reservas de crudo de
la región en esta categoría con 79.7 por ciento. De la
misma forma, el citado activo concentra el porcentaje
más alto de las reservas probadas no desarrolladas
de gas natural de la región, con 45.5 por ciento, ubi-
cándose a continuación el Activo Integral Burgos con
un porcentaje igual a 41.0 por ciento.
Por otro lado, la reserva probable de crudo de la Re-
gión Norte significa a nivel nacional 42.9 por ciento,
mientras que su reserva de gas natural en esta ca-
tegoría, significa 63.7 del volumen nacional. A nivel
regional, el Activo de Producción Aceite Terciario del
Golfo ocupa la primera posición tanto para la reserva
probable de aceite como para la de gas natural, con
95.5 y 89.6 por ciento, respectivamente.
De manera similar al caso anterior, las reservas
posibles de aceite y gas natural de la Región Norte
también resultan de gran relevancia a nivel nacional
al ocupar 58.5 y 65.8 por ciento de los totales del país,
respectivamente. En el plano regional, el Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo concentra los
mayores volúmenes de reservas de crudo y gas natu-
ral, con 91.9 y 88.6 por ciento, respectivamente.
Al 1 de enero de 2013, la adición de las reservas
probada, probable y posible de la región, es decir,
su reserva 3P, resulta, de acuerdo al tipo de fluido,
de 11,753.9 millones de barriles de aceite y 33,748.4
miles de millones de pies cúbicos de gas natural;
estos volúmenes permiten que la Región Norte ocu-
pe la primera posición del país en esta categoría de
reserva. En particular, el Activo de Producción Aceite
Terciario del Golfo posee los porcentajes más altos
de reservas 3P de crudo y gas de la región, los cuales
suman 10,714.6 millones de barriles y 27,636.4 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural. Asimismo,
estos volúmenes a nivel nacional representan 34.8 por
ciento de la reserva 3P de aceite y 43.7 por ciento del
volumen para el gas natural.
Aceite crudo y gas natural
Al 1 de enero del 2013 y en comparación al año ante-
rior, la reserva probada de aceite de la Región Norte
presenta variación positiva de 174.5 millones de barri-
les. Dicho incremento resulta del efecto combinado de
la producción anual, la cual equivale a 53.1 millones
de barriles de crudo y a las actividades de desarrollo
realizadas en los campos Furbero, Humapa, Presiden-
te Alemán y Remolino pertenecientes al Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo, al igual que en
los campos Poza Rica y Ébano Chapacao del Activo
de Producción Poza Rica-Altamira. Asimismo, los de-
crementos más relevantes también por desarrollo que
contribuyeron a la variación en cuestión ocurrieron
en los campos Agua Fría y Coapechaca del Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo.
La reserva probada de gas natural, al 1 de enero de
2013, presenta también una variación neta positiva
de 677.5 miles de millones de pies cúbicos, la que se
atribuye esencialmente a las actividades de desarrollo
de campos y en menor medida a las revisiones reali-
zadas al comportamiento de los yacimientos. De esta
forma, el incremento por el primer concepto asciende
a 503.4 miles de millones de pies cúbicos, ubicado
principalmente en los campos Corralillo, Furbero y
Humapa del Activo de Producción Aceite Terciario del
Golfo, así como en los campos Cuervito, Cuitláhuac
y Chapul del Activo Integral Burgos, mientras tanto
el segundo rubro alcanza 94.3 miles de millones de
pies cúbicos y en su mayor parte se localiza en los
campos Arcabuz, Fundador y Velero del Activo Inte-
gral Burgos, así como en el campo Lankahuasa del
Activo de Producción Poza Rica-Altamira.
Distribución de las reservas de hidrocarburos
82
Por otra parte, al 1 de enero de 2013 la reserva proba-
ble de aceite de la Región Norte es de 3,630.0 millones
de barriles, mientras que un volumen de 11,351.8
miles de millones de pies cúbicos corresponde a la de
gas natural. En esta categoría se registran reducciones
en aceite y gas natural por 49.2 millones de barriles y
177.9 miles de millones de pies cúbicos, respectiva-
mente. La causa de la primera variación se atribuye a
las actividades de desarrollo en los campos Humapa
y Remolino del Activo de Producción Aceite Terciario
del Golfo, y en el segundo concepto se deben a las
revisiones al comportamiento de los yacimientos de
los campos Sábana Grande y Sitio, pertenecientes al
mismo activo. Respecto a la reducción neta en gas
natural, ésta se asocia al a los resultados por desa-
rrollo de los campos Humapa y Remolino del Activo
de Producción Aceite Terciario del Golfo, así como
a las revisiones al comportamiento efectuadas en el
campo Sitio del mismo activo y Mejillón perteneciente
al Activo de Producción Poza Rica-Altamira.
Las reservas posibles de aceite y gas natural de la
región al 1 de enero de 2013 ascienden a 7,189.4
millones de barriles y 18,643.7 miles de millones de
pies cúbicos, respectivamente. En comparación al
año anterior, los volúmenes anteriores involucran
incrementos por 182.7 millones de barriles de crudo
y 73.7 miles de millones de pies cúbicos de gas natu-
ral. Estas variaciones se relacionan principalmente al
descubrimiento de los campos Trión y Supremus en
aguas profundas del Golfo de México pertenecientes
al Activo de Producción Poza Rica-Altamira, así como
al campo Bedel perteneciente al Activo de Producción
Veracruz. La distribución de las reservas remanentes
de gas por activo se muestra en el cuadro 5.11.
Petróleo crudo equivalente
Al 1 de enero de 2013 y en términos de petróleo crudo
equivalente, el volumen de reserva probada de la re-
gión es de 1,688.5 millones de barriles, lo que a nivel
nacional representa 12.2 por ciento. La figura 5.18
ilustra el detalle en cuanto a la distribución por activo
del volumen anterior. Comparado con el año anterior,
esta reserva registra un incremento neto de 318.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
Cuadro 5.11 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Norte al 1 de enero de 2013.
Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 3,752.9 3,513.4 3,309.7 Aceite Terciario del Golfo 945.0 860.4 738.6 Burgos 1,855.4 1,785.6 1,733.2 Poza Rica-Altamira 385.4 305.7 277.4 Veracruz 567.0 561.7 560.4
Probable 11,351.8 10,677.3 9,285.9 Aceite Terciario del Golfo 10,167.3 9,570.4 8,215.7 Burgos 883.5 849.3 824.0 Poza Rica-Altamira 192.2 149.0 138.1 Veracruz 108.9 108.6 108.1
Posible 18,643.7 17,514.8 15,208.6 Aceite Terciario del Golfo 16,524.1 15,494.5 13,301.3 Burgos 1,054.1 1,013.9 988.6 Poza Rica-Altamira 931.8 874.1 788.3 Veracruz 133.8 132.3 130.4
Las reservas de hidrocarburos de México
83
debido principalmente a las actividades de desarrollo
de campos realizadas en la Región Norte durante el
año 2012 y al descubrimiento del campo Bedel en
el Activo de Producción Veracruz, tradicionalmente
productor de gas.
Respecto a la reserva probable expresada en petró-
leo crudo equivalente, al 1 de enero de 2013 dicho
volumen asciende a 6,092.6 millones de barriles,
que a nivel nacional implica 49.5 por ciento del total
respectivo. Con referencia al año anterior, existe una
reducción en la reserva de 76.7 millones de barri-
les de petróleo crudo equivalente, la cual obedece
fundamentalmente a las actividades de desarrollo
y revisiones realizadas en el Activo de Producción
Aceite Terciario del Golfo. La figura 5.19
muestra la distribución por activo de la
reserva en cuestión.
Por lo que toca a la reserva posible de
petróleo crudo equivalente de la Región
Norte, su volumen al 1 de enero de
2013 equivale a 11,232.6 millones de
barriles, que significa 61.2 por ciento del
volumen nacional. La figura 5.20 ilustra
el detalle de los volúmenes de reserva
posible para los activos que conforman
la región. En comparación al 1 de enero
del año anterior, se presenta una varia-
ción positiva por 288.1 millones de barriles, debida
primordialmente al descubrimiento en aguas profun-
das de los campos Trión y Supremus y a la revisión
al comportamiento presión-producción realizada en
el campo Miahuapán perteneciente al Activo de Pro-
ducción Aceite Terciario del Golfo.
La adición de las reservas probada, probable y
posible, es decir, la reserva 3P de la Región Norte
al 1 de enero de 2013 alcanza 19,013.7 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente. El volumen
anterior implica 42.7 por ciento de la reserva del país
en esta categoría. A nivel regional, el porcentaje más
elevado de la reserva, esto es, 88.1 por ciento se
localiza en el Activo de Producción Aceite Terciario
del Golfo. Además, en comparación
al año anterior, la reserva 3P presenta
un incremento de 529.7 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente,
variación que en esencia se debe a las
adiciones exploratorias concretadas a
lo largo del año 2012, complementadas
con las actividades de desarrollo de
campos y revisión al comportamiento
de los yacimientos realizadas en el
Activo de Producción Aceite Terciario
del Golfo. La figura 5.21 presenta los
elementos de cambio para la reserva
3P de la Región Norte.
382.2
mmbpce
326.4142.7 1,688.5
Veracruz TotalBurgos Poza Rica-Altamira
Aceite Terciariodel Golfo
837.3
Figura 5.18 Reservas probadas al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Norte.
182.35,696.6
150.6 63.0 6,092.6
Poza Rica-Altamira
Aceite Terciariodel Golfo
Veracruz TotalBurgos
mmbpce
Figura 5.19 Reservas probables al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Norte.
Distribución de las reservas de hidrocarburos
84
Relación reserva-producción
Este concepto, resultado de dividir la reserva para una
categoría en particular entre la producción anual, para
el caso de la reserva 1P de la Región Norte en términos
de crudo equivalente y la producción del año 2012
también en los mismos términos, la relación resulta de
8.2 años. Además, cuando se considera la suma de las
reservas probadas y probables de crudo equivalente,
esto es, la reserva 2P de la región, el cociente resulta
de 38.0 años, en tanto que al involucrar la reserva total
de crudo equivalente o 3P, la cual resulta de adicionar
las reservas probada, probable y posible, la relación
alcanza 92.7 años. Es pertinente mencionar que las
diferencias entre los valores anteriores se deben
al hecho que cuando se involucran las reservas 2P
y 3P de la región, consecuentemente
se incluyen las asociadas al Activo de
Producción Aceite Terciario de Golfo,
las cuales a nivel nacional continúan
ocupando el primer lugar.
Al considerar la reserva probada de
aceite en el cálculo de la relación re-
serva-producción, ésta resulta de 17.6
años. De manera similar, al involucrar
la reserva 2P de crudo, el cociente es
de 86.0 años. Asimismo, la relación as-
ciende a 221.4 años cuando se considera
la reserva 3P de aceite. Como se indicó
al principio de la sección, los cálculos involucran la
producción regional para el año en cuestión, en este
caso la correspondiente a crudo, la cual para el año
2012 fue de 53.1 millones de barriles. De esta forma,
cuando se considera la producción anual de gas
natural del 2012, es decir, 782.9 miles de millones de
pies cúbicos y la reserva probada correspondiente,
la relación es de 4.8 años, en tanto que cuando se
considera la reserva 2P el cociente es de 19.3 años,
y de 43.1 años para la reserva 3P de gas natural.
Reservas por tipo de fluido
El cuadro 5.12 presenta la evolución histórica de las
reservas en base al tipo de fluido para la Región Nor-
te. De esta forma, se puede determinar que 55.3 por
738.2
10,219.6
213.6 61.2 11,232.6
Poza Rica-Altamira
Aceite Terciariodel Golfo
Veracruz TotalBurgos
mmbpce
Figura 5.20 Reservas posibles al 1 de enero de 2013, dis tribuidas por activo en la Región Norte.
1,892.5 Líquidos de plantaCondensado
Gas secoequivalente
Aceite
17.8 21.425.122.92,155.4
5,016.7 5,346.0
1,854.9
5,087.6
1,883.4
5,153.0
11,499.1 11,753.911,915.912,083.1
752.4 0.7 -223.4 -205.018,689.0 19,013.718,883.619,142.4
Desarrollos2012 201320112010
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
Figura 5.21 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Norte.
Las reservas de hidrocarburos de México
85
ciento de su reserva probada corresponde a crudo,
37.7 por ciento a gas seco equivalente a líquido, 6.4
por ciento son líquidos de planta y el porcentaje más
pequeño corresponde a condensado. Asimismo, la
reserva probable de la región está compuesta en 59.6
por ciento por aceite, 29.3 por ciento del volumen co-
rresponde a gas seco equivalente a líquido, 11.0 por
ciento se refiere a líquidos de planta y el porcentaje
restante para el total es condensado. Por último, la
reserva posible de la región se conforma en términos
porcentuales por 64.0 por ciento de aceite, 26.0 por
ciento de gas seco equivalente a líquido, 9.9 por ciento
son líquidos de planta y un porcentaje mínimo para
conformar el total corresponde al condensado.
5.4 Región Sur
De acuerdo al Diario Oficial de fecha 28 de marzo de
2013, el territorio de la región se encuentra situado
en la circunscripción territorial de los Estados de
Tabasco, Campeche, Yucatán, Quintana Roo, Chiapas
y Oaxaca, y en forma parcial, en los municipios de
Coatzacoalcos, Pajapan, Chinameca, Acayucan, So-
conusco, San Juan Evangelista y Playa Vicente, del
Estado de Veracruz; San Juan Bautista Tuxtepec, San
José Chiltepec, Santa María Jacatepec, Chiquihuitlán
de Benito Juárez, San Pedro Teutila, Cuyamecalco
Villa de Zaragoza, San Andrés Teotilalpam, Santa
Ana Cuauhtémoc, San Lucas Ojitlán, Loma Bonita,
Santa María Tecomavaca, Concepción Buenavis-
ta, Tepelmeme Villa de Morelos, Santa Catarina
Zapoquila, Santiago Miltepec, Heroica Ciudad de
Huajuapan de León, San Juan Bautista Suchitepec,
Mazatlán Villa de Flores, Matías Romero Avendaño,
San Juan Mazatlán, San Juan Lalana, San Juan
Cotzocon y Santiago Yaveo, del Estado de Oaxaca;
Piaxtla, Chila, Acatlán, Petlalcingo, San Miguel Ixit-
lán, Guadalupe, San Pedro Yeloixtlahuaca, Tulcingo,
Albino Zertuche, Ixcamilpa de Guerrero, Tecomatlán,
del Estado de Puebla; Lázaro Cárdenas, del Estado
de Michoacán de Ocampo; Olinala, Huitzuco de
los Figueroa, Iguala de la Independencia, Copalillo,
Eduardo Neri, Tepecoacuilco de Trujano, Cuetzala del
Progreso, Apaxtla, San Miguel Totolapan, Ajuchitlán
del Progreso, Coyuca de Catalán, Coahuayutla de
Jose María Izazaga, José Azueta La Unión de Isidoro
Montes de Oca, Cocula y Gral. Heliodoro Castillo, del
Estado de Guerrero; así como en el mar territorial y
zona económica exclusiva.
Cuadro 5.12 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Norte.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2011 Total 11,915.9 25.1 1,854.9 5,087.6 18,883.6 Probada 658.4 11.1 89.8 676.4 1,435.8 Probable 6,020.2 5.9 872.8 2,161.3 9,060.2 Posible 5,237.4 8.0 892.3 2,249.9 8,387.6
2012 Total 11,499.1 17.8 2,155.4 5,016.7 18,689.0 Probada 813.1 9.7 106.3 646.1 1,575.2 Probable 3,679.3 3.9 784.2 1,701.8 6,169.3 Posible 7,006.7 4.2 1,264.9 2,668.7 10,944.5
2013 Total 11,753.9 21.4 1,892.5 5,346.0 19,013.7 Probada 934.5 10.3 107.4 636.4 1,688.5 Probable 3,630.0 5.5 671.6 1,785.4 6,092.6 Posible 7,189.4 5.5 1,113.5 2,924.2 11,232.6
Distribución de las reservas de hidrocarburos
86
Lo anterior, conforme a los límites siguientes: Colinda
al Norte con la Región Norte en el paralelo 18 grados,
con la Región Marina Suroeste y la Región Marina
Noreste, al Oriente con la Región Marina Suroeste
y la Región Marina Noreste, al Sureste con Belice y
Guatemala; al Sur y Poniente con el Océano Pacifico.
Su superficie se constituye en 921,489 kilómetros cua-
drados conforme a la figura 5.22. Administrativamente
está conformada por cuatro activos de producción:
Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana-Muspac
y Samaria-Luna. Al cierre del año 2012, la región ad-
ministra 120 campos con reservas, siendo el Activo
de Producción Macuspana-Muspac el de mayor nú-
mero de campos con 53 y Samaria-Luna el de menor
número con 14.
La producción de hidrocarburos de la región durante
el año 2012 fue de 186.0 millones de barriles de acei-
te y 604.8 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural, contribuyendo con 19.9 y 25.9 por ciento a
la producción total del país, respectivamente. En lo
que se refiere a la producción en términos de petróleo
crudo equivalente, el año pasado la Región Sur aportó
323.0 millones de barriles, que corresponden a 23.9
por ciento del total nacional, con lo que se ubica una
vez más en la segunda posición, solamente por debajo
de la Región Marina Noreste.
5.4.1. Evolución de los volúmenes originales
El volumen original de aceite probado de la región
al 1 de enero de 2013, es de 35,419.8 millones de
barriles, cuadro 5.13, que representa 22.1 por ciento
del volumen original probado del país. Respecto a los
volúmenes originales de aceite en las categorías de
probable y posible, se tienen 2,751.2 y 2,196.9 millo-
nes de barriles, respectivamente, los cuales aportan
5.3 y 4.3 por ciento del total nacional. A nivel regional,
en lo que se refiere al volumen original probado de
aceite, el Activo de Producción Bellota-Jujo es el que
contribuye con el mayor porcentaje, es decir, 32.5
Figura 5.22 Cobertura geográfica de la Región Sur. Su extensión comprende los estados de Guerrero, Oaxaca, Ve-racruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo.
Sonora
Chihuahua
Coahuila
Durango
Oaxaca
Jalisco
Chiapas
Sinaloa
ZacatecasTamaulipas
Guerrero
MichoacánCampeche
Yucatán
Puebla
Nayarit
Veracruz
Nuevo León
Baja California
Baja California Sur
San Luis Potosi
Quintana RooMéxico
Tabasco
HidalgoGuanajuato
Querétaro
ColimaMorelos
DF Tlaxcala
Aguascalientes
Región Sur
0 500Km
Golfo de México
Océano Pacífico
Las reservas de hidrocarburos de México
87
por ciento. El principal aporte del volumen original
de aceite probable lo realiza nuevamente el Activo
de Producción Bellota-Jujo, con 64.2 por ciento del
total regional; mientras que el Activo de Producción
Samaria-Luna contribuye con el mayor volumen
original de aceite posible, ya que 71.0 por ciento del
total de la región se localiza en este activo.
La Región Sur aporta 35.7 por ciento del total del vo-
lumen original probado de gas natural del país, ya que
registra un volumen de 69,648.2 miles de millones
de pies cúbicos. En lo referente a los volúmenes ori-
ginales de gas natural en las categorías de probable
y posible, éstos ascienden a 3,650.8 y 4,463.2 miles
de millones de pies cúbicos, que equivalen a 9.1 y
10.1 por ciento a nivel nacional en estas categorías.
Regionalmente, el Activo de Producción Macuspana-
Muspac es el que posee el mayor aporte de volumen
original probado de gas natural con 28,192.8 miles
de millones de pies cúbicos, equivalentes a 40.5 por
ciento del total. El Activo de Producción Bellota-Jujo
con un total de 2,126.7 miles de millones de pies
cúbicos es el principal contribuyente del volumen
original probable de gas de la región con 58.3 por
ciento. Para el caso del volumen original de gas en la
categoría posible, el Activo de Producción Samaria-
Luna concentra a nivel regional 59.4 por
ciento del total, es decir, 2,652.7 miles de
millones de pies cúbicos.
Aceite crudo y gas natural
El volumen original total o 3P de aceite crudo
en la región, presenta al 1 de enero de 2013
un incremento de 2.8 por ciento en compara-
ción al año anterior, ubicándose en 40,367.9
millones de barriles. Esta variación positiva
se debe principalmente al incremento en la
categoría posible.
Con respecto al volumen original total o
3P de gas natural, éste se sitúa en 77,762.3
miles de millones de pies cúbicos que repre-
sentan un incremento de 4.7 por ciento con respecto
al año anterior, mismo que ocurre, como en el caso
del aceite, en la categoría posible.
El volumen original de aceite probado al 1 de enero
de 2013 es de 35,419.8 millones de barriles, es decir,
1.1 por ciento mayor con respecto al año anterior.
Este incremento se origina principalmente en los
campos Madrefil, San Ramón, Terra, Edén-Jolote y
Sunuapa, los cuales aumentaron sus volúmenes en
72.7, 63.9, 63.3, 60.0 y 45.0 millones de barriles de
aceite, respectivamente. En el campo Madrefil se
ajusta el volumen debido a la revisión y actualiza-
ción del modelo del yacimiento Jurásico Superior
Kimmeridgiano, con la adición del bloque del pozo
Madrefil-41. Para el caso de los campos San Ramón y
Terra se actualizan los modelos estáticos de acuerdo
a los resultados satisfactorios en la perforación de
pozos realizadas durante el año 2012. Finalmente en
los campos Edén-Jolote y Sunuapa el incremento
se debe a la incorporación de bloques nuevos como
resultado de actividad exploratoria.
Al 1 de enero de 2013 el volumen original probado
de gas natural es de 69,648.2 miles de millones de
pies cúbicos, que significa un incremento de 1.5 por
Cuadro 5.13 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Sur.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2011 Total 39,108.4 73,737.4 Probado 34,962.3 68,031.6 Probable 2,786.6 3,962.5 Posible 1,359.5 1,743.2
2012 Total 39,255.7 74,271.0 Probado 35,039.0 68,604.0 Probable 2,740.1 3,616.4 Posible 1,476.6 2,050.7
2013 Total 40,367.9 77,762.3 Probado 35,419.8 69,648.2 Probable 2,751.2 3,650.8 Posible 2,196.9 4,463.2
Distribución de las reservas de hidrocarburos
88
ciento en relación al año pasado. La mayor variación
positiva se presenta en los campos Terra, Sunuapa,
Madrefil y Ribereño, con 174.9, 174.4, 163.2 y 114.0
miles de millones de pies cúbicos, respectivamente,
originados como se comentó en el párrafo anterior
por la actualización de los modelos geológicos en
base a los pozos perforados durante el año anterior
y solo para el campo Sunuapa se debe a la incorpo-
ración exploratoria de un bloque a nivel Cretácico
Superior.
En lo que respecta al volumen original de aceite pro-
bable, la región tuvo un ligero incremento de 0.4 por
ciento con respecto al año anterior, situándose al 1
de enero de 2013 en 2,751.2 millones de barriles. En
este caso destaca el incremento logrado en los activos
de producción Macuspana-Muspac y Bellota-Jujo,
en el primero debido principalmente a la incorpora-
ción realizada por el descubrimiento de un bloque
en el campo Sunuapa que aportó 71.1 millones de
barriles de aceite y para el segundo caso se tuvo un
incremento de 69.5 millones de barriles de aceite por
la adición de un bloque con la perforación del pozo
Madrefil-41.
El volumen original probable de gas natural se situó
al 1 de enero de 2013 en 3,650.8 miles de millones
de pies cúbicos, lo que representa un aumento de
1.0 por ciento con respecto a 2012. Este incremento,
como en el caso del aceite, se debe principalmente
a la adición de un bloque en el campo Madrefil y
a la incorporación exploratoria, originadas por el
descubrimiento del campo Navegante, estimadas
en 162.9 y 106.7 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente.
En relación al volumen original de aceite en la cate-
goría de posible, éste tuvo un incremento significa-
tivo ubicándose en 2,196.9 de millones de barriles,
es decir, 48.8 por ciento mayor que el año pasado.
Esto se debe básicamente a la incorporación de un
campo nuevo con la perforación y terminación del
pozo exploratorio Navegante-1, el cual incorporó un
volumen de 693.8 millones de barriles de aceite y a
la incorporación de un yacimiento descubierto con
la perforación y terminación del pozo exploratorio
Teotleco-101 y que incorporó 121.3 millones de ba-
rriles de aceite.
Al primero de enero de 2013, el volumen original
posible de gas natural en la región corresponde a
4,463.2 miles de millones de pies cúbicos, lo que
significa un incremento sustancial de 117.6 por ciento,
es decir más del doble, con respecto al año anterior.
Este crecimiento se origina principalmente, al igual
que para el aceite por la incorporación exploratoria
del campo Navegante y de un bloque adyacente en el
campo Teotleco con 1,939.9 y 806.8 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural, respectivamente.
5.4.2 Evolución de las reservas
Las actividades exploratorias, desarrollo de campos
y mantenimiento de pozos, han permitido sostener
los niveles de las reservas en sus distintas categorías
en la Región Sur. Al 1 de enero de 2013, la reserva
3P asciende a 3,486.1 millones de barriles de aceite
y 9,042.9 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural, que significan 11.3 y 14.3 por ciento, respec-
tivamente, con respecto a las reservas totales del
país. Las variaciones en las reservas de aceite y gas
natural durante los últimos tres años en la Región Sur
se ilustran en las figuras 5.23 y 5.24.
En cuanto a las reservas 2P o probadas más proba-
bles de la región, al 1 de enero de 2013 éstas ascien-
den a 2,897.8 millones de barriles de aceite y 7,595.9
miles de millones de pies cúbicos de gas natural,
equivalentes al 15.6 y 21.8 por ciento, respectiva-
mente, comparadas con las cifras correspondientes
a nivel nacional. En el cuadro 5.14 se muestra, a
nivel activo, la distribución de las reservas 1P, 2P
y 3P clasificadas como de aceite pesado, ligero y
superligero; y para el gas, en términos de asociado
y no asociado.
Las reservas de hidrocarburos de México
89
Las reservas probadas de aceite o 1P de la región al-
canzaron 2,290.0 millones de barriles de aceite, cifra
superior en 1.5 por ciento a la reportada el año anterior,
considerando la producción de 186.0 millones de ba-
rriles de aceite. En cuanto a las reservas probadas de
gas natural, éstas ascienden a 6,329.8 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural, presentando un incre-
mento de 7.7 por ciento, al igual que para el aceite se
considera la producción durante 2012 de 604.8 miles
de millones de pies cúbicos. Las reservas probadas,
comparadas con los totales del país, representan 22.7
y 37.1 por ciento para aceite y gas, respectivamente.
En cuanto a la subdivisión de reservas probadas, las
desarrolladas de aceite y de gas natural alcanzaron
1,392.9 millones de barriles y 4,205.5 miles de millo-
nes de pies cúbicos, respectivamente. Las reservas
probadas no desarrolladas por su parte, alcanzaron
897.1 millones de barriles de aceite y 2,124.3 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural.
De acuerdo al tipo de fluido, las reservas probadas
de aceite ligero predominan en la región con 1,519.4
millones de barriles, los cuales equivalen a 66.3 por
ciento. Les siguen las reservas de aceite superligero
y finalmente las de aceite pesado con 662.4 y 108.2
millones de barriles, respectivamente, equivalentes a
28.9 y 4.7 por ciento. Los principales campos de aceite
ligero son Jujo-Tecominoacán, Samaria e Íride.
En lo que se refiere a la reserva probada de gas na-
tural de la región, el volumen principal lo constituye
el gas asociado con 5,200.2 miles de millones de
pies cúbicos, que corresponden a 82.2 por ciento
del total regional, mientras que al gas no asociado le
corresponde el restante 17.8 por ciento, con 1,129.6
miles de millones de pies cúbicos. Los campos de
gas asociado que contribuyen más a la reserva son
Jujo-Tecominoacán, Íride, Samaria, Cunduacán y
Oxiacaque, mientras que la principal aportación a la
reserva de gas no asociado proviene de los campos
Costero, Narváez, Laguna Alegre, Acachú, José Co-
lomo, Cobo y Usumacinta.
La contribución de la reserva probable de aceite de
la región es de 607.8 millones de barriles, equivalen-
tes al 7.2 por ciento del total en el país, en tanto que
para el gas natural es de 1,266.0 miles de millones
de pies cúbicos, lo que representa 7.1 por ciento del
total nacional. Los mayores volúmenes de reservas
probables se localizan en los activos de producción
Bellota-Jujo y Samaria-Luna, particularmente en los
campos Bricol, Madrefil y en Samaria y Cunduacán.
Las reservas posibles de la región contribuyen con
588.3 millones de barriles de aceite, equivalentes al
4.8 por ciento del total del país, mientras que para
el gas la reserva posible asciende a 1,447.0 miles de
Figura 5.24 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Sur en los últimos tres años.
Figura 5.23 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Sur en los últimos tres años.
Probada
Probable
Posible
mmb
2011 2012 2013
2,564.6 2,417.2 2,290.0
787.6666.7
607.8
406.9407.9 588.3
3,759.13,491.8 3,486.1
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2011 2012 2013
6,228.6 6,437.2 6,329.8
1,653.6 1,374.6 1,266.0
755.6 817.1 1,447.08,637.8 8,628.9
9,042.9
Distribución de las reservas de hidrocarburos
90
millones de pies cúbicos, esto es, 5.1 por ciento del
total nacional. El 82.4 por ciento de las reservas posi-
bles de aceite se localizan en 10 campos: Navegante,
Magallanes-Tucán-Pajonal, Teotleco, Íride, Carrizo,
Bricol, Pareto, Samaria, Terra y Paredón.
Aceite crudo y gas natural
Con respecto al año anterior, las reservas probadas
de aceite de la región al 1 de enero de 2013 presentan
un incremento de 2.4 por ciento, aun considerando la
producción de 2012, situándose en 2,290.0 millones
de barriles. Este incremento se localiza principalmente
en los campos Tizón, Edén-Jolote, Teotleco, Pareto y
Puerto Ceiba, que en conjunto tuvieron un incremento
de 71.6 millones de barriles de aceite. En el caso de
los campos Tizón y Pareto, el incremento se debe al
resultado exitoso de los pozos Tizón-216 y Pareto-11.
Para el caso de Edén-Jolote y Teotleco es por la
incorporación exploratoria de los pozos Jolote-101
y Teotleco-101, respectivamente. Finalmente, en el
campo Puerto Ceiba se debe a la perforación de los
pozos intermedios Puerto Ceiba-106, 108 y 112.
Las reservas probadas actuales de gas natural de
la Región Sur, en comparación con el año anterior,
presentan un incremento de 497.4 miles de millones
de pies cúbicos, alcanzando al 1 de enero de 2013 un
valor de 6,329.8 miles de millones de pies cúbicos.
El incremento se explica principalmente por la pro-
ducción de 604.8 miles de millones de pies cúbicos
y a la variación positiva en los campos Tizón, Íride,
Cunduacán, Ribereño y Teotleco con 106.6, 103.4,
97.1, 71.7 y 69.9 miles de millones de pies cúbicos
de gas, respectivamente. Nuevamente en el campo
Íride el aumento se debe a la perforación de pozos y al
comportamiento presión-producción, y en el caso de
Cunduacán se debe al incremento en la producción de
gas y consecuentemente en la relación gas-aceite del
campo, para Ribereño se debe a la reclasificación de
reservas probables a probadas con base en el resul-
tado de la terminación exitosa del pozo Ribereño-11
y Finalmente en Teotleco se debe a la incorporación
exploratoria del pozo Teotleco-101.
Las reservas probables de aceite de la región al 1 de
enero de 2013 alcanzaron 607.8 millones de barriles,
Cuadro 5.14 Composición de las reservas por activo de la Región Sur.
Aceite Gas natural
Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 108.2 1,519.4 662.4 5,200.2 1,129.6 Bellota-Jujo 25.0 621.8 229.8 1,676.6 46.9 Cinco Presidentes 18.9 184.8 4.3 272.0 10.3 Macuspana-Muspac 2.3 37.9 102.0 406.4 1,021.4 Samaria-Luna 62.0 674.9 326.3 2,845.1 51.0
2P 169.7 1,775.5 952.6 6,148.0 1,447.9 Bellota-Jujo 28.1 751.6 410.5 2,093.4 70.5 Cinco Presidentes 20.4 232.6 6.5 336.4 10.3 Macuspana-Muspac 3.1 66.5 134.9 506.6 1,257.3 Samaria-Luna 118.2 724.9 400.7 3,211.5 109.7
3P 293.4 1,879.9 1,312.8 7,088.1 1,954.8 Bellota-Jujo 30.3 761.3 507.1 2,265.5 79.4 Cinco Presidentes 20.4 302.5 10.5 415.2 53.2 Macuspana-Muspac 3.1 91.1 196.5 632.3 1,712.5 Samaria-Luna 239.7 724.9 598.7 3,775.1 109.7
Las reservas de hidrocarburos de México
91
lo que significa un decremento de 58.9 millones de
barriles en comparación con el año anterior. Esta dis-
minución de reservas se originó principalmente por el
comportamiento presión-producción en los campos
Oxiacaque, Cunduacán, Íride, Tepeyil y Terra con 22.5,
20.8, 10.3, 10.2 y 10.0 millones de barriles aceite. Esta
variación negativa de reservas se contrarrestó con los
incrementos presentados en los campos Sunuapa, Na-
vegante, Ogarrio, Cinco Presidentes y Edén-Jolote por
17.0, 12.0, 6.4, 6.3 y 5.9 millones de barriles de aceite,
respectivamente. Para el caso de los campos Sunuapa,
Navegante y Edén-Jolote se debe a la incorporación
exploratoria, resultado de la perforación y terminación
exitosa de los pozos exploratorios Sunuapa-401, Na-
vegante-1 y Jolote-101, en el caso del campo Ogarrio
se debe a que se dan de alta localizaciones en los
bloques B y C de acuerdo al estudio de caracterización
estática realizado durante 2012 y por último en Cinco
Presidentes se dan de alta bloques adyacentes debido
a la perforación del pozo Cinco Presidentes-963.
En términos de reservas probables de gas natural a
nivel regional, se presenta un decremento de 108.6
miles de millones de pies cúbicos de gas natural con
respecto a las reservas probables reportadas el año
anterior, así para el 1 de enero de 2013 se alcanzó un
valor de 1,266.0 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural. Esta variación negativa de reservas se
localiza principalmente en los campos Ribereño, Terra
y Chintul con 111.4 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, para el caso de los campos Ribereño y
Chintul se debe a la actualización de sus respectivos
modelos estáticos y en Terra es por el incremento en
el flujo fraccional de agua del pozo Terra-3. El principal
incremento se tuvo en los campos Navegante y Su-
nuapa con 53.7 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural, resultado de la incorporación exploratoria
como se indicó en el párrafo anterior.
Con respecto al año 2012, las reservas posibles de
aceite de la Región Sur al 1 de enero de 2013, pre-
sentan un incremento de 180.4 millones de barriles
de aceite, con lo que se alcanzó un valor de 588.3
millones de barriles. Este incremento se localiza
principalmente en los campos Navegante, Teotleco
y Edén-Jolote, con 166.8, 36.9 y 7.1 millones de
Cuadro 5.15 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Sur al 1 de enero de 2013.
Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 6,329.8 6,154.9 4,696.1 Bellota-Jujo 1,723.5 1,674.3 1,266.2 Cinco Presidentes 282.4 223.7 186.0 Macuspana-Muspac 1,427.8 1,399.3 1,084.3 Samaria-Luna 2,896.1 2,857.6 2,159.6
Probable 1,266.0 1,223.1 951.4 Bellota-Jujo 440.4 427.0 322.9 Cinco Presidentes 64.4 51.5 42.7 Macuspana-Muspac 336.0 327.5 270.5 Samaria-Luna 425.2 417.1 315.2
Posible 1,447.0 1,383.0 1,068.1 Bellota-Jujo 180.9 175.0 134.1 Cinco Presidentes 121.6 74.4 61.8 Macuspana-Muspac 580.9 572.3 448.0 Samaria-Luna 563.6 561.2 424.2
Distribución de las reservas de hidrocarburos
92
barriles, respectivamente. La actividad exploratoria
en estos campos dio la pauta para el incremento en
esta categoría de reservas. En cuanto a las reservas
posibles de gas natural, éstas presentan un aumento
con respecto al año anterior por 629.9 miles de mi-
llones de pies cúbicos, con lo que alcanzó un valor
de reservas remanentes al 1 de enero de 2013 de
1,447.0 miles de millones de pies cúbicos. El principal
incremento al igual que para las reservas posibles de
aceite se tiene en los campos Navegante y Teotleco
con 467.0 y 279.9 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente. La distribución de las reservas de
gas natural, gas entregado en planta y gas seco en las
categorías de reservas probadas, probables y posibles
se muestra en el cuadro 5.15.
Petróleo crudo equivalente
La reserva 3P o probada más probable más posible al
1 de enero de 2013, es de 5,688.1 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, cifra que representa
12.8 por ciento del total nacional. Las cifras actuales
de reservas 3P comparadas con la del año anterior,
presentan una variación positiva de 8.0 por ciento
considerando la producción obtenida durante 2012,
lo que significa que todas las actividades realizadas
durante ese año, tales como las exploratorias, desa-
rrollo de campos y mantenimiento de pozos, fue lo
que permitió sostener e incrementar los niveles de
reservas totales o 3P. Estos valores y los de tres años
anteriores, se muestran en la figura 5.25.
Líquidos de planta
Condensado
Gas secoequivalente
Aceite
Desarrollos
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
3,739.1 3,491.8 3,486.13,759.1
2010 2012 20132011
792.5763.5
1,246.4
727.8
1,202.4 1,291.2
708.5
1,158.3
515.5 -110.3 38.1 -323.05,824.3
5,567.7 5,688.15,724.9
145.7 118.399.175.1
Figura 5.25 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Sur.
mmbpce
1,798.0
Bellota-Jujo
Samaria-Luna
1,308.7
Macuspana-Muspac
3,850.6
Total
267.2476.7
CincoPresidentes
Figura 5.26 Reservas probadas al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Sur.
Las reservas de hidrocarburos de México
93
La reserva probada al 1 de enero de 2013 de la región
es de 3,850.6 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, cantidad que representa 27.8 por ciento
del total en el país, figura 5.26. En comparación con
el año anterior, la reserva presenta un incremento de
193.3 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, siendo principalmente los campos Tizón,
Teotleco, Edén-Jolote, Ribereño, Cunduacán, Íride,
Giraldas y Pareto, los que generan dicha variación,
al adicionar conjuntamente 191.3 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente.
En referencia a la reserva probable de petróleo
crudo equivalente al 1 de enero de 2013, la región
registró 916.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, que representan 7.4 por ciento
del total de las reservas probables del país, figura
5.27. Las reservas actuales en comparación con
las del año pasado, presentan un decremento de
86.7 millones de barriles, originado principalmente
en los campos Oxiacaque, Cunduacán, Ribereño
y Terra con 86.8 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente.
Al 1 de enero de 2013, la reserva posible es 920.8
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
que representa 5.0 por ciento del total del país, figura
5.28. En relación con el año anterior, la reserva posible
de la región presenta un incremento considerable de
336.7 millones de barriles de petróleo crudo equi-
Figura 5.27 Reservas probables al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Sur.
423.5
65.2136.6
291.4
916.7
CincoPresidentes
Macuspana-Muspac
Total
mmbpce
Bellota-Jujo
Samaria-Luna
Figura 5.28 Reservas posibles al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Sur.
453.7
220.7
152.793.7 920.8
Total
mmbpce
CincoPresidentes
Macuspana-Muspac
Samaria-Luna
Bellota-Jujo
Distribución de las reservas de hidrocarburos
94
valente. Los campos que contribuyen a lograr este
incremento son Navegante, Teotleco y Edén-Jolote,
que en conjunto adicionaron 391.9 millones de ba-
rriles de petróleo crudo equivalente. Sin embargo,
este incremento fue contrarrestado por los campos
Ribereño y Juspi, los cuales redujeron sus reservas
en 44.1 y 13.1 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, respectivamente.
Relación reserva-producción
Considerando la producción obtenida durante 2012
por 323.0 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, la relación reserva probada-producción
para la Región Sur es de 11.9 años. Para el caso
de la reserva 2P, la relación reserva-producción es
de 14.8 años e involucrando la reserva 3P, es de
17.6 años. Los activos de producción Bellota-Jujo
y Samaria-Luna presentan las mayores relaciones
reserva probada-producción de la región con 17.8 y
13.7 años, respectivamente.
La relación reserva probada-producción de aceite en
la región es de 12.3 años, utilizando una producción
anual de 186.0 millones de barriles de aceite. Si esta
relación se calcula utilizando la reserva 2P, la relación
resulta 15.6 años, en tanto para la reserva 3P es de
18.7 años. El Activo de Producción Bellota-Jujo tiene
la mayor relación reserva probada-producción de
aceite con 18.4 años.
Para el caso de la relación reserva probada-produc-
ción de gas natural, ésta presenta resulta de 10.5
años, utilizando una producción anual de 604.8 miles
de millones de pies cúbicos, mientras que para las
categorías de reservas 2P y 3P se logran valores de
12.6 y 15.0 años, respectivamente.
Reservas por tipo de fluido
La distribución de reservas por tipo de fluido en las
categorías probada, probable y posible en los últimos
tres años, se muestra en cuadro 5.16.
La reserva remanente probada o 1P de la Región Sur
alcanza 3,850.6 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, de los cuales 59.5 por ciento es aceite
crudo, 2.4 por ciento es condensado, 14.7 por ciento
son líquidos de planta y 23.4 por ciento de gas seco
equivalente a líquido.
Cuadro 5.16 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Sur.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2011 Total 3,759.1 99.1 708.5 1,158.3 5,724.9 Probada 2,564.6 79.5 521.1 835.4 4,000.5 Probable 787.6 16.7 134.3 229.6 1,168.2 Posible 406.9 2.9 53.1 93.3 556.2
2012 Total 3,491.8 145.7 727.8 1,202.4 5,567.7 Probada 2,417.2 114.4 553.8 894.9 3,980.2 Probable 666.7 26.9 113.2 196.7 1,003.4 Posible 407.9 4.4 60.9 110.8 584.1
2013 Total 3,486.1 118.3 792.5 1,291.2 5,688.1 Probada 2,290.0 92.4 565.3 902.9 3,850.6 Probable 607.8 20.6 105.4 182.9 916.7 Posible 588.3 5.3 121.9 205.4 920.8
Las reservas de hidrocarburos de México
95
De la misma forma, la reserva probable de la región,
916.7 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, está distribuida en 66.3 por ciento de aceite
crudo, 2.2 por ciento de condensado, 11.5 por ciento
de líquidos de planta y 20.0 por ciento de gas seco
equivalente a líquido.
Por último, la reserva posible de la Región Sur es de
920.8 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, donde 63.9 por ciento corresponde a aceite
crudo, 0.6 por ciento a condensado, 13.2 por ciento
de líquidos de planta y 22.3 por ciento de gas seco
equivalente a líquido.
